Prospecto Individual

Prospecto Individual

OBLIGACIONES NEGOCIABLES SIMPLES (NO CONVERTIBLES EN ACCIONES), CON GARANTÍA, A TASA FIJA ANUAL, CON VENCIMIENTO A LOS 7 AÑOS CONTADOS DESDE LA FECHA DE EMISIÓNPOR HASTA US$ 650.000.000

A SER CO-EMITIDAS POR RÍO ENERGy S.A., UGEN S.A. y UENSA S.A.

El presente prospecto individual (el “Prospecto”) corresponde a las obligaciones negociables a tasa fija, garantizadas, con vencimiento a los 7 años contados desde la Fecha de Emisión (según se define más adelante), por hasta US$ 650.000.000 (las “Obligaciones Negociables”), a ser emitidas en forma conjunta, como Co-Emisoras, por Río Energy S.A., una sociedad constituida de conformidad con las leyes de la República Argentina (“Río Energy”), UGEN S.A., una sociedad constituida de conformidad con las leyes de la República Argentina (“UGEN”), y UENSA S.A., una sociedad constituida de conformidad con las leyes de la República Argentina (“UENSA” y, junto con Río Energy y UGEN, las “Co-Emisoras” o “MSU Energy”), en el marco de su co-emisión internacional y local.

Las Co-Emisoras serán solidariamente responsables por todas las obligaciones que surjan de las Obligaciones Negociables. Las Obligaciones Negociables devengarán intereses a una tasa fija anual que será informada en el Aviso de Resultados (según dicho términos se define más adelante), y dichos intereses que se pagarán semestralmente a plazo vencido en los plazos que serán informados en el Aviso de Resultados. Las Obligaciones Negociables vencerán en la fecha en que se cumplan 7 años a ser contados desde la Fecha de Emisión.

Las Obligaciones Negociables serán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones, no subordinadas, y garantizadas con una prenda en primer grado de privilegio sobre (i) una Cuenta de Reserva para Servicios de Deuda (según se define más adelante) y todas la suma depositadas en la misma; y (ii) los Generadores existentes (según se define más adelante) y derechos vinculados con dichos Generadores (las Cuentas de Reserva para los Servicios de Deuda junto con los Generadores, las “Garantías”). Las Obligaciones Negociables:

(i) tendrán igual prioridad de pago entre sí y respecto a todas las demás obligaciones presente y futuras no garantizadas de las Co-Emisoras, con excepción a las obligaciones que tengan un privilegio de pago establecido por ley; (ii) tendrán prioridad de pago a todas las obligaciones subordinadas, de existir, de las Co-Emisoras presentes o futuras, y tendrán prioridad de pago sobre las obligaciones presentes y futuras de las Co-Emisoras por hasta el valor de las Garantías;

(iii) estarán subordinadas a todas las obligaciones garantizadas presentes y futuras de las Co- Emisoras que estén garantizadas con activos que no formen parte de las Garantías, y por hasta el valor de dichos activos; y (iv) por hasta los montos no garantizados por la garantía, estarán estructuralmente subordinadas a todo endeudamiento presente y futuro y demás contingencias (incluyendo deuda comercial), de existir, de cualquier subsidiaria de las Co-Emisoras que no haya otorgado una garantía bajo el presente. Remitirse al apartado “Descripción de las Obligaciones

– Garantías”.

Oferta pública autorizada por Resolución RESFC-2018-19231-APN-DIR#CNV de fecha 4 de enero de 2018 del Directorio de la CNV. Esta autorización sólo significa que se ha cumplido con los requisitos establecidos en materia de información. La CNV no ha emitido juicio sobre los datos contenidos en el Prospecto. La veracidad de la información contable, financiera y económica, así como de toda otra información suministrada en el presente Prospecto es exclusiva responsabilidad de los Directores y, en lo que les atañe, de los órganos de fiscalización de las Co- Emisoras y de los auditores en cuanto a sus respectivos informes sobre los estados financieros y demás responsables contemplados en los artículos 119 y 120 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales.

Los directorios de las Co-Emisoras manifiestan, con carácter de declaración jurada, que el presente Prospecto contiene, a la fecha de su publicación, información veraz y suficiente sobre todo hecho relevante que pueda afectar la situación patrimonial, económica y financiera de las Co-Emisoras y de toda aquella que deba ser de conocimiento del público inversor con relación a la emisión, conforme las normas vigentes.

Las Obligaciones Negociables no han sido registradas, ni se registrarán bajo la Ley de Títulos Valores de Estados Unidos de 1933 y sus modificaciones (la “Ley de Títulos Valores”), ni bajo las leyes de ningún Estado de EE.UU. Las Obligaciones Negociables sólo se podrán ofrecer en transacciones exentas de registración bajo la Ley de Títulos Valores y las leyes de títulos valores de otras jurisdicciones cualesquiera (excepto Argentina). Dentro de Estados Unidos, se ofrecerán las Obligaciones Negociables únicamente a inversores institucionales calificados en virtud de la Regla 144A de la Ley de Títulos Valores. Fuera de Estados Unidos, se ofrecerán las Obligaciones Negociables únicamente a ciudadanos no estadounidenses de conformidad con la Regulación S de la Ley de Títulos Valores. En Argentina, la presente oferta se destina únicamente a “inversores calificados” que se encuentren dentro de las categorías indicadas en el Artículo 12, Sección II del Capítulo VI, Título II de las Normas de la CNV.

FixScr, en su dictamen de fecha 5 de enero de 2018 ha asignado a las Obligaciones Negociables la calificación de BBB+. Las Obligaciones negociables contarán con una calificación de riesgo en la Argentina y con dos calificaciones internacionales. Para mayor información véase la sección “Calificación de Riesgo” de este Prospecto.

Las Co-Emisoras solicitarán autorización para que las Obligaciones Negociables listen en la Lista Oficial de la Bolsa de Valores de Luxemburgo y se negocien en el Mercado Euro MTF. Asimismo, han solicitado autorización para que las Obligaciones Negociables sean listadas en Bolsas y Mercados Argentinos S.A. (“BYMA”) y negociadas en el Mercado Abierto Electrónico

S.A. (“MAE”). No es posible asegurar que las Co-Emisoras logren obtener dichas autorizaciones.

Las Co-Emisoras podrán rescatar las Obligaciones Negociables, en un todo o en parte, antes de la fecha a ser informada mediante el Aviso de Resultados, por un monto de rescate total e igual al mayor valor nominal, más los intereses devengados e impagos a la fecha del rescate. En cualquier momento con anterioridad a la fecha a ser informada mediante el Aviso de Resultados, podremos rescatar hasta el 35% del monto de emisión con el producido neto de determinadas ofertas de capital a un precio de rescate calculado sobre el monto de emisión de las Obligaciones Negociables, más intereses acumulados e impagos, de existir, a la fecha del rescate, que será informado en el Aviso de Resultados. Asimismo, podremos rescatar todas las Obligaciones Negociables, como un todo y no en parte, al valor nominal más los intereses acumulados e impagos desde dicha fecha hasta la fecha de rescate, y cualquier monto adicional para el caso que se produzcan cambios en las leyes fiscales aplicables.

Las Obligaciones Negociables constituirán obligaciones negociables simples no convertibles en acciones en virtud de la Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables de Argentina, modificada por la Ley N° 23.962 (la “Ley de Obligaciones Negociables”), se emitirán y colocarán en Argentina de conformidad con dicha ley, la Ley N° 26.831 xx Xxxxxxx de Capitales de Argentina (la “Xxx xx Xxxxxxx de Capitales”), el Decreto N° 1023/2013 que reglamenta la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, con sus modificaciones y normas complementarias, las normas dictadas por la Comisión Nacional de Valores (la “CNV”), con arreglo a la Resolución General N° 622/2013, con sus modificaciones y normas complementarias (las “Normas de la CNV”), y cualquier otra ley y/o regulación aplicable.

Las Obligaciones Negociables se ofrecerán fuera de la Argentina mediante un prospecto en inglés, que será sustancialmente similar al presente Prospecto. Asimismo, tras la adjudicación definitiva de las Obligaciones Negociables en la Fecha de Adjudicación (conforme este término se define en “Plan de Distribución y Adjudicación de los Títulos” del presente), las Co-Emisoras publicarán un aviso de resultados en donde se anunciarán los resultados de la colocación de

las Obligaciones Negociables, el cual será publicado en la página web de la CNV (www.cnv. xxx.xx) en el ítem “Información Financiera”, en el BYMA a través del Boletín Diario de la Bolsa de Comercio de Buenos Aires, y en la página web del MAE. Dicho aviso especificará el monto de las Obligaciones Negociables a emitir, el precio de emisión, la tasa de interés, y toda otra información no definida en el presente y que así se indique (el “Aviso de Resultados”).

En lo que respecta a la información contenida en el Prospecto, las Co-Emisoras tendrán las obligaciones y responsabilidades que imponen los artículos 119 y 120 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales. El artículo 119 establece que los emisores de valores negociables, juntamente con los integrantes de los órganos de administración y fiscalización, estos últimos en materia de su competencia, y en su caso los oferentes de los valores negociables con relación a la información vinculada a los mismos, y las personas que firmen el prospecto de una emisión de valores negociables, serán responsables de toda la información incluida en los prospectos por ellos registrados ante la CNV. Asimismo, de conformidad con el artículo 120 de dicha ley, las entidades y agentes intermediarios en el mercado que participen como organizadores o colocadores en una oferta pública de venta o compra de valores negociables deberán revisar diligentemente la información contenida en los prospectos de la oferta, siendo que los expertos o terceros que opinen sobre ciertas partes del prospecto sólo serán responsables por la parte de dicha información sobre la que han emitido opinión.

Toda persona que suscriba las Obligaciones Negociables reconoce que se le ha brindado la oportunidad de solicitar a las Co-Emisoras, y de examinar, y ha recibido y examinado, toda la información adicional que consideró necesaria para verificar la exactitud de la información contenida en el presente, y/o para complementar tal información.

Conforme lo previsto en el artículo 80 de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, la CNV será la autoridad de aplicación y autorización de la oferta pública de las Obligaciones Negociables en todo el ámbito de la República Argentina. El presente Prospecto es redactado en idioma español y es mediante el cual se solicita autorización para realizar oferta pública de las Obligaciones Negociables en la República Argentina. Cualquier documento relacionado con el Prospecto –en idioma foráneo- no es susceptible de autorización de oferta pública por parte de la CNV.

Toda oferta o venta de Obligaciones Negociables en cualquier estado miembro del Área Económica Europea (“EEA”) que haya implementado la Directiva 2003/711/EC (la “Directiva sobre Prospectos”) sólo podrá ser dirigida a inversores calificados según la definición de la referida Directiva. Las Obligaciones Negociables no pretenden ser ofrecidas, comercializadas o ser puestas a disposición por cualquier otro medio, de ningún inversor minorista de EEA. En ese sentido, un inversor minorista significa una persona que es una (o más) de las siguientes (i) un cliente minorista tal como se define en el punto (11) del artículo 4(1) de la Directiva 2014/65/ EU (tal como fuere enmendada, “MiEID II”); o (ii) un cliente según la Directiva 2002/92/EC (tal como fuere enmendada, la “Directiva de Mediación de Seguros”), que no califica como un cliente profesional según la definición del punto (10) del Articulo 4(1) de MiEID II, o (iii) no sea un inversor calificado tal como se define en la Directiva sobre Prospectos. En consecuencia, ningún documento de información sustancial, requerido por la Regulación (EU) N° 1286/2014 (tal como fuere enmendado, la “Regulación PRIIP”), para la oferta y venta de estas Obligaciones Negociables o puesta a disposición por cualquier otro medio, de los inversores minoristas en el EEA fue preparado y por lo tanto ofrecido y comercializado a cualquier inversor minorista en la EEA que resultare ilegal de conformidad con la Regulación PRIIP.

Las Obligaciones Negociables se entregarán en forma escritural a través de The Depository Trust Company (“DTC”) y sus participantes directos e indirectos, incluidos Euroclear Bank S.A./

N.V. (“Euroclear”) y Clearstream Banking, société anonyme (“Clearstream”), en la fecha a ser informada en el Aviso de Resultados.

Antes de tomar decisiones de inversión respecto de las Obligaciones Negociables, el público inversor deberá considerar los factores de riesgo que se describen en la sección “Factores de

Riesgo” del presente y el resto de la información contenida en el Prospecto. Se informa a los potenciales inversores que las acciones de las Co-Emisoras se encuentran prendadas en primer grado de privilegio conforme se detalla en la sección “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” del presente Prospecto.

Podrán solicitarse copias del Prospecto y de los Estados Contables de las Co-Emisoras referidos en el presente, en su sede social sita en Xxxxxxx 0000, Xxxxx 0x y 11º, Ciudad Autónoma de Buenos Aires, en días hábiles en el horario de 10 a 18 horas, teléfono/fax (+5411). Asimismo, el Prospecto definitivo estará disponible en xxx.xxx.xxx.xx, en la página web de las Co-Emisoras, www. xxxxxxxxx.xxx.xx, y en los sistemas de información dispuestos por los mercados autorizados en que vayan a listarse y/o negociarse las Obligaciones Negociables.

Coordinador Global y Coordinador Conjunto de la Recepción de Ofertas

J.P. Xxxxxx

Coordinadores Conjuntos de la Recepción de Ofertas

Itáu BBA Citigroup

Colocadores Locales

Banco Itaú Argentina S.A. (ALyC y AN Integral Mat. CNV N° 70); Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A. (ALyC y AN-Integral Mat. CNV Nº 74); Banco de Galicia y Buenos Aires S.A. (ALyC y AN-Integral Mat. CNV Nº 22); Banco Hipotecario S.A. (ALyC y AN-Integral Mat. CNV Nº 40); BACS Banco de Crédito y Securitización S.A. (ALyC y AN- Integral Mat. CNV Nº 25); Macro Securities S.A. (ALyC y AN-Integral Mat. CNV Nº 59) y BAF Securities S.A. (ALyC y AN-Integral Mat. CNV Nº 191)

La fecha de este Prospecto es 17 de enero de 2018

INDICE

Aviso a los inversores 6

Lavado de activos y financiamiento del terrorismo 8

Otra información 13

Declaraciones sobre hechos futuros 14

Glosario 16

Datos sobre directores y administradores, gerentes, asesores

y miembros del órgano de fiscalización 21

Términos y condiciones de las obligaciones negociables 29

Información relevante 34

Información financiera seleccionada de Río Energy 52

Información financiera seleccionada de UGEN 56

Información financiera seleccionada de UENSA 59

Capitalización de Río Energy 62

Capitalizacion de UGEN 64

Capitalizacion de UENSA 66

Razones para la oferta y destino de los fondos 68

Factores de riesgo 69

Resumen 114

Actividad comercial de las co-emisoras 123

Reseña y perspectiva operativa y financiera de las co-emisoras 155

Reseña y perspectiva operativa y financiera de Río Energy 177

Reseña y perspectiva operativa y financiera de UGEN 182

Reseña y perspectiva operativa y financiera de UENSA 186

Accionistas principales y transacciones con partes relacionadas 190

Descripción de las obligaciones negociables 192

Calificaciones de riesgo 270

Plan de distribución 271

Forma de las obligaciones negociables, compensación y liquidación 285

Restricciones a la transferencia 289

Información adicional 292

Resumen de los contratos principales de las co-emisoras 296

Tipos de cambio y controles de cambio 307

Tratamiento impositivo 311

Industria eléctrica en argentina y su regulación 321

Cuestiones legales 358

Auditores independientes 359

AVISO A LOS INVERSORES

El destinatario del presente Prospecto debe leerlo íntegra y cuidadosamente. El destinatario sólo podrá considerar válida la información contenida en el presente Prospecto. Ni las Co-Emisoras, ni los Colocadores han autorizado a terceros para que le proporcionen otra información al destinatario, y ni las Co-Emisoras, ni los Colocadores se harán responsables por cualquier otra información que algún tercero pueda haber provisto al destinatario. El destinatario debe asumir que la información contenida en el presente Prospecto es precisa únicamente a la fecha consignada en la portada. Nuestra actividad comercial, situación patrimonial, resultados operativos y perspectivas pueden haber cambiado desde esa fecha. Ni la entrega de este Prospecto ni ninguna oferta de Obligaciones Negociables en virtud del presente documento implicará, bajo ninguna circunstancia, que la información aquí contenida es correcta en cualquier fecha posterior a la fecha especificada en la portada.

Las Co-Emisoras obtuvieron cierta información financiera contenida en el presente Prospecto xx xxxxxxx disponibles al público que consideran confiables y aceptan su responsabilidad de extraer y reproducir fielmente dicha información.

El destinatario del Prospecto reconoce que: (i) tuvo la oportunidad de revisar toda la información financiera y de otra índole considerada necesaria para tomar la decisión de invertir, así como de verificar la exactitud de la información contenida en el presente Prospecto o bien de complementarla;(ii) se le ha brindado la oportunidad de solicitar y revisar toda la información adicional considerada como necesaria para verificar la exactitud o para complementar la información contenida en este Prospecto; (iii) no recurrió a los Colocadores o personas afiliadas con los Colocadores para verificar la exactitud de dicha información ni tomar su decisión de invertir; y (iv) no se autorizó a ninguna persona para que proporcionara información o realizara declaraciones sobre las Co-Emisoras o las Obligaciones Negociables distintas de lo establecido en el presente Prospecto.

El presente Prospecto no constituye una oferta para vender ni un pedido de ofertas para comprar las Obligaciones Negociables en ninguna jurisdicción donde sea ilegal realizar tal oferta o pedido. El destinatario del Prospecto debe cumplir con todas las leyes y regulaciones aplicables vigentes en cualquier jurisdicción donde compre, ofrezca o venda las Obligaciones Negociables, y debe obtener el consentimiento, aprobación o permiso requerido para efectuar la compra, oferta o venta de las Obligaciones Negociables de conformidad con las leyes y regulaciones vigentes en cualquier jurisdicción a la cual el destinatario esté sujeto o en la cual realice tal compra, oferta o venta, por la cual ni las Co-Emisoras ni los Colocadores asumen responsabilidad alguna.

Ni las Co-Emisoras ni los Colocadores ni sus respectivos afiliados o representantes realizan declaración alguna a un destinatario o comprador de las Obligaciones Negociables aquí ofrecidos sobre la legalidad de inversión alguna efectuada por dicho destinatario o comprador según el derecho aplicable.

Al decidir si invertir en las Obligaciones Negociables, el destinatario del presente Prospecto debe basarse en su propio análisis de las Co-Emisoras y de los términos de la oferta, incluidos los méritos y riesgos involucrados. El destinatario no debe interpretar el contenido del presente Prospecto como asesoramiento jurídico, comercial, financiero o impositivo. El destinatario debe consultar con sus propios asesores según sea necesario para tomar la decisión de invertir y determinar si está legalmente habilitado para comprar las Obligaciones Negociables en virtud de cualquier ley o regulación sobre inversiones o de naturaleza similar.

Los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables han sido autorizados mediante resoluciones de las asambleas de accionistas de las Co-Emisoras celebradas el 7 de septiembre de 2017. Asimismo, la emisión de las Obligaciones Negociables ha sido autorizada por los

directorios respectivos de las Co-Emisoras en sus reuniones de fecha 8 de septiembre de 2017. El otorgamiento de la Garantía fue aprobado por acta de directorio de Río Energy, UGEN y UENSA el 20 de diciembre de 2017, respectivamente.

La colocación de las Obligaciones Negociables en Argentina se realizará con arreglo al Artículo 1, Sección I, Capítulo IV, Título VI de las Normas de la CNV, por medio de un proceso denominado de Formación de Libro o “book building”. Ver “Plan de Distribución y Adjudicación de los Títulos

—Iniciativas de Colocación y Proceso de Adjudicación”.

Se informa a los potenciales inversores que las acciones de las Co-Emisoras se encuentran prendadas en primer grado de privilegio conforme se detalla en la sección “Accionistas Principales y Transacciones con Partes Relacionadas” del presente Prospecto.

Las Obligaciones Negociables ofrecidas en el presente Prospecto se encuentran sujetas a restricciones a la transferencia y la venta y no pueden transferirse ni venderse en Estados Unidos, salvo en los casos permitidos por la Ley de Títulos Valores y por las leyes sobre títulos valores estaduales aplicables de Estados Unidos bajo los requisitos de inscripción o las exenciones de tales leyes.

Las Obligaciones Negociables no han sido aprobadas ni recomendadas por ninguna comisión de valores federal o estadual de Estados Unidos, ni ningún otro ente regulador de dichas jurisdicciones. Asimismo, ninguna autoridad de ese tipo, ni la CNV, ha avalado ni adoptado determinación alguna sobre los méritos de la oferta ni ha confirmado la exactitud ni establecido la adecuación del presente Prospecto. Toda declaración al contrario podría constituir un delito.

Los Colocadores Locales podrán realizar operaciones de estabilización y similares en el mercado secundario con el fin de estabilizar el precio de las Obligaciones Negociables. Todas las operaciones de estabilización deberán ser realizadas de conformidad con las Normas de la CNV: (i) deben concluir, a más tardar, a los 30 días corridos luego de la fecha de emisión de las obligaciones negociables; (ii) únicamente pueden efectuarse para evitar o moderar caídas de precios; y (iii) no podrán realizarse a precios superiores a los de la colocación inicial o a los de transacciones entre partes no relacionadas con respecto a la distribución y colocación de las Obligaciones Negociables.

El informe de evaluación técnica adjunto a este Prospecto como Anexo A (el “Informe de Evaluación Técnica”) se encuentra vigente solamente a la fecha de dicho informe. El Informe de Evaluación Técnica no ha sido objeto de análisis o revisión de la CNV y es incluido únicamente como un elemento de análisis adicional para los potenciales inversores. La entrega del informe como anexo al presente Prospecto no implica que no haya habido cambios en nuestros negocios desde la fecha del informe o que la información contenida en este Prospecto relacionada con dicho informe se encuentra vigente en cualquier momento después de la fecha del informe, y ni nosotros ni ninguna otra persona actualizaremos el contenido de este Prospecto o dicho informe después de la fecha de dicho informe. Este Prospecto contiene resúmenes de varias disposiciones de contratos y otros documentos. Estos resúmenes pueden no contener toda la información que es importante para usted. Cada declaración contenida o incorporada por referencia en este Prospecto resume las disposiciones de un contrato u otro documento calificado en todos los aspectos por referencia al documento completo, que se pondrá a disposición de los potenciales inversores a su requerimiento.

LAVADO DE ACTIVOS Y FINANCIAMIENTO DEL TERRORISMO

El concepto xx xxxxxx de dinero se utiliza generalmente para referirse a operaciones que tienen el objeto de ingresar fondos de actividades delictivas en el sistema institucional y así transformar ganancias por actividades ilícitas en activos de origen aparentemente lícito.

El Financiamiento del Terrorismo es el acto de proporcionar apoyo financiero a terroristas u organizaciones terroristas a fin de permitirles realizar actos de terrorismo. El origen de los fondos puede provenir xx xxxxxxx legítimas, por ejemplo donaciones de ingresos personales e ingresos de negocios de y organizaciones de beneficencia, así como xx xxxxxxx delictivas, por ejemplo tráfico de estupefacientes, contrabando xx xxxxx y otros bienes, fraude, secuestro y extorsión.

El 13 xx xxxxx de 2000, el Congreso de la Nación aprobó la Ley Nº 25.246, con sus modificaciones, incluso las Leyes Nº 26.087, 26.119, 26.268 y 26.683 (la “Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos y Financiamiento del Terrorismo y otras Actividades Ilícitas” o la “Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos”), que tipifica el lavado de activos como un delito penal. La ley, que reemplaza diversos artículos del Código Penal de la Nación, estableció sanciones severas para cualquier persona que participe en dichas actividades delictivas, y creó la UIF (según se define en el presente), que establece un régimen penal administrativo.

Con fecha 1° xx xxxxx de 2011, el Congreso de la Nación aprobó la Ley N° 26.683, por la cual se ajustaron varios artículos del Código Penal de la Nación y reformaron determinados artículos de la Ley N° 25.246. Entre otros temas, la ley tipifica el lavado de dinero como un delito autónomo y lo diferencia del delito de encubrimiento; modifica la composición de la UIF, estableciendo normas más restrictivas para la designación de sus miembros; amplía las facultades de la UIF permitiendo a sus miembros solicitar informes de empresas del sector privado y público y establece que la UIF tiene potestad para secuestrar fondos y bienes obtenidos de manera ilícita sin tener que obtener sentencia previa.

El principal propósito de la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos es prevenir el lavado de dinero. Conjuntamente con las prácticas internacionalmente aceptadas, la ley no responsabiliza por el control de estas operaciones delictivas solamente a los organismos gubernamentales, sino que también asigna ciertos deberes de recolección de información a varias entidades del sector privado, tales como bancos, operadores bursátiles, entidades de intermediación financiera y compañías de seguros. Estas funciones consisten básicamente en funciones de recolección de información.

Con fecha 22 de diciembre de 2011, el Congreso de la Nación sancionó la Ley N° 26.734 (la “Ley Antiterrorista”), que tipifica el financiamiento del terrorismo como un delito penal.

A continuación se incluye un resumen de determinadas disposiciones relativas a las normas del régimen xx xxxxxx de dinero/financiamiento del terrorismo dispuestas por las Leyes de Prevención xxx Xxxxxx de Activos, Financiamiento del Terrorismo y Antiterrorismo, según fueran modificadas y complementadas por otras normas y regulaciones, incluso las regulaciones emitidas por la UIF, el BCRA, la CNV y otras entidades reguladoras. Se recomienda a los inversores consultar con sus propios asesores legales y analizar las leyes mencionadas y sus decretos reglamentarios. La Unidad de Información Financiera (la “UIF”) es el organismo responsable del análisis, tratamiento y transmisión de información a los efectos de prevenir e impedir el lavado de activos provenientes de diferentes actividades delictivas y el financiamiento del terrorismo. El Código Penal de la Nación define al lavado de dinero como un delito que se comete cuando una persona convierte, transfiere, administra, vende, grava, disimula o de cualquier otro modo pone en circulación en el mercado, bienes provenientes de un acto ilícito, con la consecuencia posible de que, el origen de los bienes originarios o los subrogantes, adquieran la apariencia de un origen lícito, y siempre que su valor supere la suma de Ps. 300.000, sea en un solo acto o por

la reiteración de hechos diversos vinculados entre sí. Las penas establecidas son las siguientes:

(i) de tres (3) a diez (10) años de prisión y multas de dos (2) a diez (10) veces el monto de la operación;

(ii) la pena prevista en el inciso (i) será aumentada en un tercio del máximo y en la mitad del mínimo cuando (a) el autor realizare el hecho con habitualidad o como miembro de una asociación o banda formada para la comisión continuada de hechos de esta naturaleza y (b) cuando el autor fuera funcionario público y hubiera cometido el hecho en ejercicio u ocasión de sus funciones;

(iii) si el valor de los bienes no superare la suma indicada de Ps. 300.000, el autor será reprimido con la pena de prisión de seis (6) meses a tres (3) años.

El Código Penal de la Nación también sanciona a quien recibiere dinero u otros bienes de origen delictivo con el fin de hacerlos aplicar en una operación que les de la apariencia posible de un origen lícito.

El Código Penal de la Nación, en su Artículo 306, (modificado por Ley N° 26.734) define el financiamiento del terrorismo como un delito cometido por cualquier persona que directa o indirectamente recolectare o proveyere bienes o dinero, con la intención de que se utilicen, o a sabiendas de que serán utilizados, en todo o en parte: (a) para financiar la comisión de un delito con la finalidad establecida en el artículo 41 quinquies; (b) por una organización que cometa o intente cometer delitos con la finalidad establecida en el artículo 41 quinquies; (c) por un individuo que cometa, intente cometer o participe de cualquier modo en la comisión de delitos con la finalidad establecida en el artículo 41 quinquies. La pena prevista es prisión de cinco (5) a quince (15) años y multas de dos (2) a diez (10) veces el monto de la operación.

Conjuntamente con las prácticas internacionalmente aceptadas, la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos no asigna responsabilidad por controlar estas operaciones ilícitas meramente a las entidades gubernamentales, sino que también asigna ciertos deberes a varias entidades del sector privado tales como bancos, operadores bursátiles, entidades de intermediación financiera y compañías de seguros que están legalmente obligadas a informar a las partes. Estas funciones consisten básicamente en funciones de captación de información.

De acuerdo con dicha ley, las siguientes personas, entre otras, están obligadas a informar a la UIF: (i) las entidades financieras y las empresas aseguradoras; (ii) las entidades cambiarias y las personas humanas o jurídicas autorizadas por el BCRA para operar en la compraventa de divisas bajo forma de dinero o de cheques extendidos en moneda extranjera o mediante el uso de tarjetas de crédito o débito, o en la transferencia de fondos dentro del país o al exterior; (iii) agentes y sociedades de bolsa, administradoras de fondos comunes de inversión, agentes xxx xxxxxxx abierto electrónico y todos aquellos intermediarios en la compra, alquiler o préstamo de títulos valores; (iv) las empresas dedicadas al transporte de caudales, empresas prestatarias o concesionarias de servicios postales que realicen operaciones de giros de divisas o de traslado de distintos tipos de moneda o billete; (v) organismos de la administración pública como el BCRA, la Administración Federal de Ingresos Públicos (“AFIP”), la Superintendencia de Seguros de la Nación, la CNV y la Inspección General de Justicia; (vi) los profesionales en economía y los escribanos públicos; y (vii) las personas humanas y jurídicas que actúen como fiduciarios, en cualquier tipo de fideicomiso y las personas humanas o jurídicas titulares de o vinculadas, directa o indirectamente, con cuentas de fideicomisos, fiduciantes y fiduciarios en virtud de contratos de fideicomiso.

Las personas humanas y jurídicas sujetas a la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos deben cumplir algunas obligaciones, entre ellas: (i) recabar de sus clientes documentos que prueben fehacientemente su identidad, personería jurídica, domicilio, demás datos que en cada caso se estipule (el principio básico de la normativa, es la internacionalmente conocida política de “conozca a su cliente”); (ii) informar cualquier hecho u operación sospechosa, que, de acuerdo con los usos y costumbres de la actividad que se trate, como así también de la experiencia e idoneidad de las personas obligadas a informar, son aquellas operaciones intentadas o consumadas, que habiendo

sido previamente identificadas por la parte informante legalmente obligada, resulten inusuales, sin justificación económica o jurídica o de complejidad inusitada o injustificada, sean realizadas en forma aislada o reiterada (independientemente de su monto); y (iii) abstenerse de revelar al cliente o a terceros las actuaciones que se están realizando en cumplimiento de la mencionada ley. En el marco del análisis de un reporte de operación sospechosa, las personas humanas y jurídicas antes mencionadas no podrán oponer ante la UIF los secretos bancario, bursátil o profesional, ni los compromisos legales o contractuales de confidencialidad. La AFIP sólo podrá revelar a la UIF la información en su posesión en aquellos casos en que el reporte de la operación sospechosa hubiera sido realizado por dicho organismo y con relación a las personas humanas o jurídicas involucradas directamente en la operación reportada. En los restantes casos, la UIF requerirá el levantamiento xxx xxxxxxx fiscal al juez federal competente en materia penal quien dispondrá que la AFIP divulgue la información en su poder.

Las Normas de la CNV incluyen un capítulo especial respecto de “Prevención xxx Xxxxxx de Dinero y Financiación del Terrorismo” y dejan constancia de que las personas allí establecidas (Agentes de Negociación, Agentes de Liquidación y Compensación (que sean operadores de bolsa), Agentes de Distribución y Colocación, Agentes de Administración de Productos de Inversión Colectiva, Agentes de Custodia de Productos de Inversión Colectiva, Agentes de Corretaje, Agentes de Depósito Colectivo y las sociedades emisoras respecto de aquellos aportes de capital, aportes irrevocables a cuenta de futuras emisiones de acciones o préstamos significativos que reciba, sea que quien los efectúe tenga la calidad de accionista o no al momento de realizarlos, especialmente en lo referido a la identificación de dichas personas y al origen y licitud de los fondos aportados o prestados) deben ser consideradas legalmente obligadas a informar, conforme a la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos y por lo tanto deben cumplir con todas las leyes y regulaciones vigentes en relación con la materia, incluso las resoluciones emitidas por la UIF, decretos reglamentarios referidos a las resoluciones promulgadas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas en relación con la lucha contra el terrorismo y las resoluciones (y sus anexos) emitidas por el Ministerio de Relaciones Exteriores y Culto. Asimismo, las Normas de la CNV imponen ciertas restricciones en relación con los acuerdos de pago (limitando, entre otras cuestiones, el monto en efectivo que las entidades allí establecidas podrían recibir o pagar por día y por cliente, a Ps. 1.000) e imponen ciertas obligaciones de información.

Además, las Normas de la CNV establecen que las entidades mencionadas anteriormente únicamente llevarán a cabo las operaciones contempladas según el régimen de oferta pública cuando dichas operaciones sean llevadas a cabo u ordenadas por personas constituidas, domiciliadas o residentes en países, dominios, jurisdicciones, territorios o estados asociados incluidos en el listado de países cooperativos del Decreto Nº 589/2013, artículo 2(b). Cuando dichas personas no se encuentren incluidas en dicho listado y en sus jurisdicciones de constitución califiquen como intermediarios registrados de una entidad bajo el control y supervisión de un organismo que desarrolla funciones similares a las de la CNV, solo se les permitirá llevar a cabo operaciones si presentaran prueba indicando que la comisión de valores pertinente de su jurisdicción ha firmado un memorándum de entendimiento para la cooperación e intercambio de información con la CNV.

Entre otras, de conformidad con las Resoluciones N° 121 y 229 de la UIF, las operaciones sospechosas xx xxxxxx de activos debe ser reportada a la UIF en un plazo de ciento cincuenta

(150) días a partir de la operación realizada (o tentada), en tanto las operaciones sospechosas de financiación de terrorismo deben ser reportadas dentro de las cuarenta y ocho (48) horas de la operación realizada (o tentada).

Respecto del financiamiento del terrorismo, el Decreto N° 918/2012 estableció los procedimientos para el congelamiento administrativo de activos vinculados a las acciones delictivas de financiamiento del terrorismo (incluso congelamiento automático), y la creación y mantenimiento de procedimientos (incluso la inclusión y exclusión de personas sospechosas) de las listas elaboradas conforme las Resoluciones del Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas correspondientes.

Adicionalmente, la UIF dictó la Resolución N° 29/2013, que (siguiendo los lineamientos del Decreto N° 918/2012), reglamenta (i) el procedimiento para reportes de operaciones sospechosas de financiación del terrorismo y los sujetos obligados a hacerlo y (ii) el congelamiento administrativo de bienes respecto de las personas humanas o jurídicas o entidades designadas por el Consejo de Seguridad de las Naciones Unidas de conformidad con la Resolución 1267 (1999) y sus sucesivas, o vinculadas con las acciones delictivas previstas en el artículo 306 del Código Penal de la Nación, previo al reporte de financiación del terrorismo a la UIF, según las Resoluciones N° 21 y 229, y según lo ordenado por la UIF después de recibido dicho reporte.

En febrero de 2016, mediante Decreto N° 360/2016 se creó el “Programa de Coordinación Nacional para el Combate xxx Xxxxxx de Activos y la Financiación del Terrorismo”, en el ámbito del Ministerio de Justicia y Derechos Humanos otorgándosele la función de reorganizar, coordinar y fortalecer el sistema nacional anti lavado de activos y contra la financiación del terrorismo, en atención a los riesgos concretos que podrían tener impacto en el territorio nacional y a las exigencias globales de mayor efectividad en el cumplimiento de las obligaciones y recomendaciones internacionales establecidas por las Convenciones de las Naciones Unidas y los estándares del Grupo de Acción Financiera (GAFI), las cuales serán llevadas a cabo a través de un Coordinador Nacional designado al efecto; y se modificó la normativa vigente estableciendo que sea el Ministerio de Justicia y Derechos Humanos la autoridad central del Estado Nacional para realizar las funciones de coordinación interinstitucional de todos los organismos y entidades del sector público y privado con competencia en esta materia, reservando a la UIF la capacidad de realizar actividades de coordinación operativa en el orden nacional, provincial y municipal en lo estrictamente atinente a su competencia de organismo de información financiera.

Recientemente, mediante la promulgación de la Ley N° 27.260 y su Decreto reglamentario N° 895/2016, se otorgó a la UIF la facultad de comunicar información a otras entidades públicas con facultades de inteligencia o investigación, con la previa aprobación fundada del presidente de la UIF y siempre que concurran indicios graves, precisos y concordantes de la comisión de cualquiera de los delitos tipificados en la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos. Asimismo, según la Resolución N° 92/2016 de la UIF, los agentes de información deben implementar un sistema de gestión de riesgo especial. Esta ley además implementó un sistema excepcional de divulgación de operaciones desarrolladas bajo el régimen de sinceramiento fiscal mencionado, divulgadas antes del 31 xx xxxxx de 2017.

En agosto de 2016, la UIF emitió la Resolución 104/16 mediante la cual se actualizan los montos a partir de los cuales los Sujetos Obligados de la Ley de Prevención xxx Xxxxxx de Activos deberán informar las operaciones realizadas o tomar ciertas medidas, para su investigación como sospechosas xx xxxxxx de dinero.

El 21 xx xxxxx de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución Nº 30-E/2017 (la “Resolución 30”) emitida por la Unidad de Información Financiera (“UIF”), la cual reemplaza la Resolución Nº 121/2011 y establece nuevas reglas aplicables a las entidades financieras y a las casas y agencias de cambio (Las “Entidades”).

La Resolución 30 establece que las Entidades deberán implementar un sistema de prevención xx xxxxxx de activos y financiamiento del terrorismo, el cual deberá contener todas las políticas y procedimientos establecidos para la gestión de riesgos xx xxxxxx de activos y financiamiento del terrorismo a los que se encuentran expuestos y los elementos de cumplimiento exigidos por la normativa vigente

Asimismo, La Resolución 30 modificó por completo el criterio de regulación de las obligaciones de los sujetos obligados, pasando de un enfoque de cumplimiento normativo formalista a un enfoque basado en riesgo. Asimismo, entre las modificaciones más relevantes cabe destacar: (i) la eliminación de la distinción entre clientes habituales y ocasionales, excluyéndose expresamente a los meros proveedores de bienes y/o servicios, salvo que mantengan relaciones de negocio ordinarias diferentes de la mera proveeduría; (ii) la determinación de medidas escalonadas de

conocimiento del cliente según el nivel de riesgo del cliente; y (iii) la reducción del plazo para reportar operaciones sospechosas xx xxxxxx de activos de 30 días corridos a 15 días corridos desde que la entidad concluya que la operación reviste tal carácter.

La Resolución 30 se encuentra vigente desde el 15 de septiembre de 2017, sin perjuicio de que para la adopción de ciertas medidas referidas a la política basada en riesgos se estableció un cronograma para su implementación, cuya última etapa finaliza el 30 xx xxxxx de 2018.

Con fecha 20 de julio de 2017 se publicó en el Boletín Oficial la Resolución 38-E/2017, por medio de la cual la UIF actualiza los requisitos que en materia de debida diligencia de clientes deben recabar las empresas prestatarias o concesionarias de servicios postales que realicen operaciones de giros de divisas o de traslado de distintos tipos de moneda o billete.

Asimismo, la presente normativa introduce cambios respecto de la Resolución 23/2011, la cual establece las medidas y procedimientos que dichos sujetos obligados deberán observar para prevenir, detectar y reportar los hechos, actos, operaciones u omisiones que pudieran provenir de la comisión de los delitos xx Xxxxxx de Activos y Financiación del Terrorismo.

En este sentido, se le exigirá al cliente el número de documento de identidad (original y copia), CUIL (clave única de identificación laboral), CUIT (clave única de identificación tributaria) o CDI (clave de identificación). Asimismo, se le exigirán tales requisitos a extranjeros, en caso de corresponder.

Para un análisis extensivo del régimen de prevención xx xxxxxx de activos vigente en Argentina a la fecha de este Prospecto, los inversores deberán consultar con sus asesores legales y analizar el Título XIII, Libro 2, del Código Penal de la Nación y las regulaciones emitidas por la UIF, la CNV y el BCRA. A tales efectos, las partes interesadas pueden visitar los sitios de internet del Ministerio de Justicia y de Derechos Humanos xxxx://xxx.xxx.xxx.xx/, de la UIF, xxx.xxxxxxxxx.xxx.xx/xxx, de la CNV, xxx.xxx.xxx.xx, o del BCRA, xxx.xxxx.xxx.xx. La información contenida en estos sitios web no forma parte del presente Prospecto.

OTRA INFORMACIÓN

Las Co-Emisoras han acordado que, mientras existan Obligaciones Negociables en circulación y constituyan “títulos restringidos” según se define en la Regla 144(a)(3) de la Ley de Títulos Valores, previa solicitud, pondrán a disposición de cualquier titular o potencial inversor de las Obligaciones Negociables toda información con relación a las Co-Emisoras requerida por la Regla 144A(d)(4) de la Ley de Títulos Valores durante cualquier período en el cual no estén sujetos a los Artículos 13 o 15(d) de la Xxx xxx Xxxxxxx de Valores de Estados Unidos 1934 y sus modificaciones (la “Xxx xxx Xxxxxxx de Valores”) o exentas en virtud de la Regla 12g3 2(b) de dicha ley. Cualquier solicitud de ese tipo deberá estar dirigida a la sede de las Co-Emisoras en el domicilio ubicado en Xxxxxxx 0000, Xxxx 0x, Xxxxxx Xxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx, en atención a Xxxxxx Xxxxxx, de lunes a viernes de 9 a 18 horas. (hora de Buenos Aires).Dicha información se encuentra disponible en el sitio web de la CNV (xxxx://xxx.xxx.xxx.xx), el sitio web de la BCBA (xxxx://xxx.xxxxxx. com) y el sitio web del MAE (xxxx://xxx.xxx.xxx.xx) así como en la página web de las Co- Emisoras, (xxx.xxxxxxxxx.xxx.xx). Excepto por lo expresamente dispuesto en el presente, los documentos presentados ante la CNV, la BCBA y el MAE no son parte del presente Prospecto ni se dan por reproducidos.

DECLARACIONES SOBRE HECHOS FUTUROS

El presente Prospecto contiene declaraciones sobre hechos futuros, por ejemplo en las secciones “Resumen”, “Factores de Riesgo”, “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras”, “Actividad Comercial de las Co- Emisoras” y el Informe de Evaluación Técnica que se acompaña al presente como Anexo A. Los términos “cree”, “podría”, “podría haber”, “estima”, “anticipa”, “busca”, “debería”, “planea”, “espera”, “predice”, “potencialmente” y vocablos o frases similares, o las versiones en negativo de tales vocablos o frases u otras expresiones similares, tienen como fin identificar estimaciones sobre hechos futuros. Las declaraciones sobre hechos futuros no constituyen garantías de desempeño a futuro. Los resultados reales podrían ser ampliamente distintos de las expectativas descritas en las declaraciones sobre hechos futuros. Por lo tanto, se advierte a los inversores que no confíen excesivamente en las declaraciones sobre hechos futuros como si fueran predicciones de resultados reales.

Para efectuar estas declaraciones sobre hechos futuros las Co-Emisoras se basan en expectativas e hipótesis actuales sobre sucesos a futuro. Si bien consideran que dichas expectativas e hipótesis son razonables, están inherentemente sujetas a riesgos e incertidumbres significativos, la mayoría de ellos son difíciles de predecir y varios de ellos escapan a nuestro control. Los riesgos e incertidumbres que podrían afectar las declaraciones sobre hechos futuros incluyen los siguientes, a título meramente enunciativo:

• la obtención de la Aprobación Comercial de CAMMESA (conforme dicho término se define más adelante) para operar la central xx Xxxxx Xxxxx;

• condiciones macroeconómicas, políticas, financieras, comerciales, regulatorias o sociales en Argentina;

• cambios en políticas gubernamentales del nuevo gobierno de argentina y su efecto en la economía en general y en el sector energético en particular;

• políticas y regulaciones gubernamentales que afecten la industria de la energía eléctrica en Argentina, incluyendo cambios en los xxxxxx regulatorios actuales, incluyendo cambios en el marco regulatorio bajo el cual generamos y comercializamos energía;

• fluctuaciones en los tipos de cambio, incluida una devaluación significativa del peso Argentino;

• mayor inflación en la Argentina;

• controles cambiarios, restricciones a transferencias al extranjero y restricciones a la entrada y salida de capitales en la Argentina;

• disponibilidad de financiación bajo términos razonables, por ejemplo como resultado de las condiciones xxx xxxxxxx global;

• condiciones xxx xxxxxxx o del negocio y fluctuaciones de la demanda de energía eléctrica así como la capacidad de nuestros clientes de pagar por nuestros servicios;

• competencia en el sector eléctrico, incluso como resultado de la construcción de capacidad de generación adicional;

• capacidad de las Co-Emisoras de suscribir contratos de compraventa de energía eléctrica para la venta de capacidad de generación y energía eléctrica y la duración y las condiciones de dichos contratos de compraventa de energía eléctrica;

• riesgos operacionales relacionados con la generación, además de la transmisión y distribución de energía eléctrica;

• la capacidad de concluir los planes de las Co-Emisoras de construcción y expansión de manera programada en los plazos programados y de conformidad con lo presupuestado;

• incertidumbres y riesgos inherentes a las expectativas y presunciones incluidas en el Informe de Evaluación Técnica y el Modelo Financiero (tal como se define en el presente);

• la exactitud de las suposiciones y estimaciones utilizadas en la preparación del Informe de Evaluación Técnica y el Modelo Financiero;

• la competencia en nuestro mercado;

• las limitaciones a la distribución y trasmisión en Argentina;

• la disponibilidad de nuestras centrales eléctricas para generar electricidad;

• acontecimientos macroeconómicos o políticos en otros países que afecten a la Argentina;

• la capacidad financiera y la voluntad de CAMMESA, en la cual el gobierno argentino tiene una participación significativa, para cumplir con sus obligaciones de pago bajo los PPAs y nuestra capacidad para cobrar los montos oportunamente de CAMMESA;

• nuestra capacidad para renovar o firmar nuevos PPA para la venta de capacidad de generación y electricidad en condiciones favorables o en absoluto;

• nuestra capacidad para cumplir con nuestras obligaciones bajo los PPAs;

• los riesgos involucrados en la conversión y expansión de nuestras tres Centrales de ciclo simple a ciclo combinado;

• bajas en los mercados de capital y cambios en general en los mercados de capital que puedan afectar políticas o actitudes hacia Argentina o empresas argentinas; y

• otros factores o tendencias que afecten la situación patrimonial o los resultados de nuestras operaciones, incluidas aquellas cuestiones identificadas en la sección “Factores de Riesgo” del presente Prospecto.

Las declaraciones sobre hechos futuros y las predicciones fueron realizadas a la fecha del presente Prospecto y ni las Co-Emisoras ni los Colocadores asumen obligación alguna de actualizar o modificar estimaciones o declaraciones sobre hechos futuros sobre la base de información nueva, acontecimientos futuros, etc.

Asimismo, las proyecciones contenidas en el Modelo Financiero y el Informe de Evaluación Técnica de este Prospecto se incluyen únicamente con fines de referencia; en consecuencia, se advierte a los inversores que no confíen indebidamente en tales declaraciones. Bajo ninguna circunstancia la inclusión de tales proyecciones en este Prospecto será considerada como una representación o garantía por nosotros, el comprador inicial o cualquier otra persona con respecto a la exactitud de las proyecciones o la exactitud de sus supuestos subyacentes, o que experimentaremos los resultados proyectados. El inversor debe tener en cuenta que los resultados reales pueden diferir materialmente de las estimaciones y proyecciones. El Informe de Evaluación Técnica y el Modelo Financiero tiene validez hasta su fecha de publicación y la ocurrencia de eventos imprevistos o cualquier otro evento desde ese momento que pudiera hacer que las proyecciones sean inexactas no se reflejan en dicho informe.

Nuestros auditores independientes no han compilado, examinado o ejecutado ningún procedimiento con respecto a las proyecciones financieras utilizadas para preparar la Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero, ni han expresado una opinión u otra forma de confirmación sobre dicha información y no aceptan ninguna responsabilidad o asociación con las proyecciones aquí contenidas.

Se considerará que cada inversor en las Obligaciones Negociables en este Prospecto acepta que ha leído y entendido la descripción de los supuestos e incertidumbres subyacentes a las proyecciones que se establecen en este Prospecto y que ha reconocido que ni las Co-Emisoras ni los Colocadores tienen la obligación de actualizar la información y no tienen la intención de hacerlo, a excepción de cierta información que se requerirá presentar en la Bolsa de Valores de Luxemburgo.

GLOSARIO

Agente MEM

Agente xxx xxxxxxx eléctrico mayorista argentino.

Aprobación Comercial de CAMMESA

Es la aprobación comercial emitida por CAMMESA y requerida bajo la Resolución Nº 61/1992 de la SE, con relación a la operación de la capacidad de generación de cada una de nuestras centrales, conforme modificaciones (Procedimientos para la Programación de la Operación, el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios) a los fines de operar dichas centrales.

BCRA

Es el Banco Central de la República Argentina.

CAMMESA

Compañía Administradora xxx Xxxxxxx Mayorista Eléctrico S.A., el organismo gubernamental a cargo de la gestión del MEM y el despacho de electricidad al SADI. CAMMESA está controlada por el Gobierno Argentino, titular del 20% de su capital accionario, y cuatro grupos de entidades, cada una titular del 20% de su capital accionario, a saber: las asociaciones que representan a las empresas de generación, las empresas de transmisión, las empresas de distribución y los grandes usuarios. CAMMESA está a cargo de despachar electricidad al SADI, planificar necesidades de capacidad energética y optimizar el uso de la energía, monitorear la operación xxx xxxxxxx a término, facturar y cobrar pagos por operaciones entre actores del MEM, comprar y/o vender energía eléctrica a otros países, entre otras responsabilidades. Los costos operativos de CAMMESA se financian mediante aportes obligatorios por parte de los actores del MEM.

Cargo por Indisponibilidad

Es el cargo de U$S5 por MWh, que serán deducidos de nuestros Pagos Fijos por Capacidad en la medida en que cualquier porción de nuestra capacidad contratada se encuentre indisponible al momento de ser solicitada por CAMMESA.

Central termoeléctrica

Una unidad de generación que usa la energía calórica derivada del combustible, por ejemplo gas natural o carbón, como fuente de energía para impulsar el generador de energía.

Ciclo combinado

Tipo de turbina termoeléctrica que puede utilizar diversos combustibles, incluido el gas natural o el gasoil, para impulsar un alternador para generar electricidad y que luego utiliza el calor que se libera en ese proceso para producir vapor y generar electricidad adicional a través de una turbina de vapor.

Ciclo simple

Un tipo de turbina termoeléctrica que puede usar varios combustibles, como gas natural o gasoil, para hacer funcionar un alternador que genera energía. A diferencia de las turbinas de gas de ciclo combinado, las turbinas de gas de ciclo simple solamente tienen un ciclo de energía.

CN

Una central termoeléctrica que usa energía nuclear para generar electricidad.

Contrato EPC

Contratos de ingeniería, adquisiciones y construcción (Engineering, procurement and construction contracts).

Consumo específico garantizado

Tope de la obligación de CAMMESA de suministrar o compensar los gastos por el combustible basado

en ciertos precios de referencia determinados por CAMMESA, según lo establecido en cada PPA.

Distribución

La transmisión de electricidad al consumidor final.

Distribuidor

Una persona jurídica que provee electricidad a un grupo de consumidores finales mediante una red de distribución.

ENARSA

Energía Argentina S.A., una sociedad estatal que opera plantas generadoras y actúa en otros segmentos de la actividad energética.

Energía Base

Marco regulatorio creado por la Secretaría de Energía en virtud de la Resolución SE 95/2013 conforme al cual los generadores venden su disponibilidad de energía eléctrica a CAMMESA para la capacidad instalada con anterioridad al 17 xx xxxxx de 2006. Véase “Industria Electrica en Argentina y su Regulación”.

Energía Plus

El mercado regulatorio creado por la Secretaría de Energía en virtud de la Resolución SE 1281/2006 que, entre otras cosas, promueve el aumento de la capacidad de generación de energía y permite a los grandes usuarios ejecutar acuerdos con los generadores en los términos xxx xxxxxxx. Véase “Actividad Comercial de las Co-Emisoras – Nuestros clientes”.

ENRE

El Ente Nacional Regulador de la Electricidad, un organismo regulador autónomo que opera bajo la órbita de la Secretaría de Energía y Mineria. El ENRE supervisa el cumplimiento por parte de las empresas reguladas de transmisión y distribución con leyes, regulaciones y criterios operativos establecidos, incluidos estándares ambientales y de calidad del servicio y lineamientos contra comportamientos monopólicos en el mercado. El ENRE también dirime conflictos entre los distintos participantes del sector y protege los intereses de los consumidores. Una parte de los requisitos presupuestarios del ENRE se financia con tarifas de empresas del sector y su personal profesional se elige mediante concursos públicos.

Fecha Comprometida

La fecha comprometida por el generador en el PPA correspondiente, para el comienzo de la operación comercial de la capacidad instalada de la planta.

Factor de Disponibilidad

La fracción de un período operativo determinado en la cual una unidad de generación se encuentra disponible sin interrupciones. El factor de disponibilidad se calcula como las horas disponibles por horas de un período (es decir, el porcentaje de horas en las que una planta generadora se encuentra disponible para la generación de electricidad en el período relevante, ya sea que la unidad sea despachada o utilizada para la generación de energía o no).

Factor de Disponibilidad Contractual

Es el Factor de Disponibilidad sin tener en cuenta interrupciones programadas.

Factor de Indisponibilidad

La fracción de un período operativo determinado en la cual una unidad de generación no se encuentra disponible debido a interrupciones.

Fecha de Operación Comercial

La Fecha de Operación Comercial de cada central tal como se establece en sus respectivos PPAs y otorgada por CAMMESA en su Aprobación Comercial de dicha central.

Fueloil

El fueloil o petróleo pesado es un producto de petróleo líquido o licuable utilizado para generar calor o energía. El fueloil se divide en seis clases distintas, según el punto de ebullición, la longitud de la cadena carbonada del combustible y la viscosidad. Las referencias a Fueloil en el presente Prospecto aluden al Fueloil de grado 6 (de conformidad con la graduación realizada por la American Society of Testing and Materials), también conocido como Fueloil #6 o Fueloil residual.

Gasoil

Un destilado de petróleo que se usa como combustible para motores a gasoil. Los combustibles gasoil se dividen en tres clases diferentes: 1D (#1), 2D (#2) y 4D (#4). La diferencia entre estas clases depende de la viscosidad (la propiedad de un líquido que genera resistencia a su flujo) y el punto de fluidez (la temperatura a la cual un líquido fluye). Las referencias al gasoil en el presente Prospecto son al Gasoil #2.

General Electric o GE

Significa General Electric International, Inc. (GEII) o sus afiliadas.

Gigavatio (GW)

Mil millones de vatios.

Gigavatio hora (GWh)

Un gigavatio de energía suministrada o demandada por una hora, o mil millones de vatios hora.

INDEC

Instituto Nacional de Estadísticas y Censos.

Kilocaloría (kcal)

Una unidad de energía de 1.000 calorías (equivalente a una caloría grande).

Kilovatio (kW)

Mil vatios.

Kilovatio hora (kWh)

Un kilovatio de energía suministrada o demandada por una hora, o mil vatios hora.

Kilovoltio (kV)

Mil voltios.

Xxx xx Xxxxxxx xx Xxxxxxxxx

Xxx Xx 00.000 xx Xxxxxxx xx Xxxxxxxxx xx Xxxxxxxxx.

Ley de Obligaciones Negociables

Ley N° 23.576 de Obligaciones Negociables de Argentina y sus modificaciones.

MEM

Mercado Energético Mayorista administrado por CAMMESA.

MULC

El Mercado Único y Libre de Cambio.

MW

Megavatio - Un millón de vatios.

MWh

Megavatio hora - Un megavatio de energía suministrada o demandada por una hora, o un millón de

vatios hora.

NIIF

Normas Internacionales de Información Financiera.

PPAs

Contratos de abastecimiento y suministro de energía (power purchase agreements) a largo plazo suscriptos entre cada una de las Co-Emisoras y CAMMESA para cada una de las tres centrales.

Precio monómico

El precio que cubre tanto la capacidad de generación como la electricidad suministrada al MEM.

Resolución SE 21/2016

Resolución N° 21/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica que llamaba a licitación pública para la instalación de capacidad de generación adicional. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SE 220/2007

Resolución N° 220/2007 de la Secretaría de Energía, con sus modificaciones y adiciones que autorizó a CAMMESA a celebrar PPAs con los generadores. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SE 95/2013

Resolución N° 95/2013 de la Secretaría de Energía con sus modificaciones y adiciones que creó y definió el marco regulatorio para la Energía Base. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación.

Resolución SE 1281/2006

Resolución Nº 1281/2006 de la ex Secretaría de Energía, con sus modificaciones, creó el programa Energía Plus. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SEE 22/2016

Resolución N° 22/2016 de la Secretaría de Energía Eléctrica con sus modificaciones, implementó un nuevo esquema de compensación para generadores hidráulicos y térmicos. Ver “La Industria Eléctrica y su regulación—Regulaciones que afectan a los Generadores Eléctricos”

Resolución SEE 256/2017

Resolución N° 256/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica con sus modificaciones, que aumentó sustancialmente los precios de la electricidad cobrados a los consumidores en el MAE. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SEE 20/2017

Resolución N° 20/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica con sus modificaciones, que incrementó sustancialmente los precios de la electricidad cobrados a los consumidores en el MAE. Ver Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SEE 19/2017

Resolución N° 19/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica con sus modificaciones, que implementó un nuevo esquema de compensación para generadores hidráulicos y térmicos. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SEE 287-E/2017

Resolución N° 287/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica, con sus modificaciones, que llamó a licitación pública para la instalación de nueva capacidad de generación (a) cierre de ciclo combinado o (b) cogeneración. Véase “Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”.

Resolución SEE 820-E/2017

Resolución Nº 820/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica, con sus modificaciones, mediante la

cual se adjudicó a los oferentes de la convocatoria abierta dispuesta por la Resolución Nº 287/2017 de la misma secretaría, los respectivos PPA por un plazo de 15 años a ser celebrados con CAMMESA.

SADI

Sistema Argentino de Interconexión, la principal red de energía eléctrica interconectada de Argentina que cubre la mayor parte del país y está gestionada por el MEM.

Secretaría de Energía

La Secretaría de Energía que fue reemplazada por la Secretaría de Energía Eléctrica en diciembre de 2015.

Secretaría de Energía Eléctrica

La Secretaría de Energía Eléctrica del gobierno argentino. En diciembre de 2015, la Secretaría de Energía Eléctrica reemplazó a la Secretaría de Energía en todas sus funciones.

TGN

Transportadora de Gas del Norte S.A.

TGS

Transportadora de Gas del Sur S.A.

Transba

TRANSBA S.A. es la empresa a cargo del servicio de transmisión eléctrica en la Pcia. de Bs. As.

Transmisión

El transporte y transformación de voltaje de electricidad a largas distancias a alto y mediano voltaje.

Turbina de gas

Un tipo de motor de combustión interna a gas natural. Para generar electricidad, la turbina de gas calienta una mezcla de aire y combustible a temperaturas muy altas, lo que causa que las hélices de la turbina giren. La turbina, al girar, hace funcionar un generador que convierte la energía en electricidad.

Turbina de vapor

Una unidad de generación que usa vapor para generar electricidad. La turbina funciona con la presión del vapor descargada a alta velocidad contra sus aspas.

V-Xxxxx

Software creado y utilizado por CAMMESA para simular el funcionamiento del sistema eléctrico argentino y hacer cálculos estimados para dicho sistema. Basado en principio en la capacidad de generación, ratio de generación, combustible utilizado y punto de interconexión del punto del principal generador, así como la demanda y despacho de energía proyectada en el sistema eléctrico Argentino, el programa V-Xxxxx proyecta el despacho de cada planta del generador relevante y el combustible utilizado para dicho despacho durante un período de tres años.

Vatio

La unidad básica de energía eléctrica, equivalente a un joule de energía por segundo.

DATOS SOBRE DIRECTORES Y ADMINISTRADORES, GERENTES, ASESORES Y MIEMBROS DEL ÓRGANO DE FISCALIZACIÓN

Directorio

Conforme a la Ley General de Sociedades Nº. 19.550 (“Ley General de Sociedades”), la administración de las sociedades anónimas está a cargo de un directorio designado por la asamblea de accionistas. Según su artículo 59, los directores deben obrar con lealtad y con la diligencia de un buen hombre de negocios, y responderán ilimitada y solidariamente hacia la sociedad, los accionistas y los terceros, por el mal desempeño de su cargo, así como por la violación de la ley, el estatuto o el reglamento o por cualquier otro daño producido por dolo, abuso de facultades o culpa grave, conforme al artículo 274 de dicha ley.

Los directores no responderán por las resoluciones adoptadas durante las reuniones de directorio siempre que dejaran constancia escrita de su protesta y dieran noticia al síndico antes que se ejerza una acción judicial. La responsabilidad de los directores se extingue por aprobación de su gestión, resuelta por asamblea, si esa responsabilidad no es por violación de la ley, del estatuto o reglamento o si no media oposición del 5% del capital social, por lo menos. La acción social de responsabilidad contra los directores corresponde a la sociedad, previa resolución de la asamblea de accionistas.

Según la Ley General de Sociedades, la administración de las sociedades está a cargo del directorio, razón por la cual sus miembros deberán adoptar todas las resoluciones relativas a la sociedad, así como también resolver las cuestiones establecidas expresamente en la Ley General de Sociedades, el estatuto o las normas aplicables. Asimismo, el directorio responde generalmente por la ejecución de las resoluciones de la asamblea de accionistas y de cualquier tarea específica que la asamblea delegara en él expresamente. Por otra parte, dicha ley establece que las obligaciones y responsabilidades de los directores suplentes, cuando estos actuaran en reemplazo de un director, ya sea temporal o permanentemente, son las mismas que las impuestas a los directores titulares, y no deberán cumplir con otras obligaciones o responsabilidades como directores suplentes.

Río Energy

El directorio de Río Energy está compuesto por cuatro directores y un director suplente. Los accionistas podrán determinar el número de directores, que será de un mínimo de 1 y un máximo de 5. La asamblea también podrá designar igual o menor número de directores suplentes. Cada director será designado por el voto de la mayoría de los accionistas presentes en la asamblea ordinaria de accionistas, por un plazo de tres ejercicios, y podrán ser reelegidos por mandatos consecutivos. Ninguno de los directores actualmente en ejercicio es considerado independiente conforme a la ley vigente.

Nombre	Cargo	Edad	Director desde
Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxx	Presidente del directorio	39	20/08/2015
Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxx	Vicepresidente del directorio	63	21/07/2016
Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxxxx	Director	48	21/07/2016
Xxxxx Xxxxxxx	Director	55	28/06/2017
Xxxxxx Xxxxxxxxx	Director Suplente	52	20/08/2015

El plazo del mandato actual de los directores de Río Energy vence en la fecha en que se celebre la asamblea ordinaria de accionistas que tenga por objeto la aprobación de los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre del 2018, la cual se estima que se celebrará el 20 xx xxxxx de 2019.

UGEN

El directorio de XXXX está compuesto por cuatro directores y un director suplente. Los accionistas podrán determinar el número de directores, que será de un mínimo de 1 y un máximo de 5. La asamblea también podrá designar igual o menor número de directores suplentes. Cada director será designado por el voto de la mayoría de los accionistas presentes en la asamblea ordinaria de accionistas, por un plazo de tres ejercicios, y podrán ser reelegidos por mandatos consecutivos. Ninguno de los directores de UGEN actualmente en ejercicio es considerado independiente conforme a la ley vigente.

Nombre	Cargo	Edad	Director desde
Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxx	Presidente del directorio	39	21/07/2016
Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxx	Vicepresidente del directorio	63	21/07/2016
Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxxxx	Director	48	21/07/2016
Xxxxx Xxxxxxx	Director	55	28/06/2017
Xxxxxx Xxxxxxxxx	Director Suplente	52	11/04/2016

El plazo del mandato actual de los directores de UGEN vence en la fecha en que se celebre la asamblea ordinaria de accionistas que tenga por objeto la aprobación de los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre del 2019, la cual se estima que se celebrará en abril de 2020.

UENSA

El directorio de UENSA está compuesto por cuatro directores y un director suplente. Los accionistas podrán determinar el número de directores, que será de un mínimo de 1 y un máximo de 5. La asamblea también podrá designar igual o menor número de directores suplentes. Cada director será designado por el voto de la mayoría de los accionistas presentes en la asamblea ordinaria de accionistas, por un plazo de tres ejercicios, y podrán ser reelegidos por mandatos consecutivos. Ninguno de los directores de UENSA actualmente en ejercicio es considerado independiente conforme a la ley vigente.

Nombre	Cargo	Edad	Director desde
Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxx	Presidente del directorio	39	09/06/2017
Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxx	Vicepresidente del directorio	63	09/06/2017
Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxxxx	Director	48	09/06/2017
Xxxxx Xxxxxxx	Director	55	24/08/2017
Xxxxxx Xxxxxxxxx	Director Suplente	52	09/06/2017

El plazo del mandato actual de los directores de UENSA vence en la fecha en que se celebre la asamblea ordinaria de accionistas que tenga por objeto la aprobación de los estados contables correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre del 2020, la cual se estima que se celebrará en abril de 2021.

A continuación se incluye una breve descripción de los antecedentes profesionales de los

directores de Río Energy, UGEN y UENSA:

Xxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxx CUIT N°: 20-00000000-8. Nació el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Es Fundador y Presidente del Directorio de Río Energy, UGEN, UENSA, MSU Energy Ramallo S.A., MSU Energy Lagos S.A., MSU Energy San Xxxxxx S.A., MSU Energy Cogeneración

S.A. y MSU Energy Timbues S.A. Asimismo es el Presidente de MSU S.A., Xxxxxx S.A. (Uruguay), MSU Agropecuaria Ltda. (Brasil), MSU Agropy S.A. (Paraguay), Farminvest S.A., MSU Servicios S.A., MSU Ovo S.A., UCSA S.A. También, ocupa el cargo de director en las siguientes sociedades integrantes de MSU Group: Xxx Xxxxxx Xxxxxx S.A., Xxxxxxxxx S.A., Sajuana S.A., Sunturibe S.A. y Tolbiac S.A. El Xx. Xxxxxxxxxxx tuvo un papel clave en la expansión del negocio agrícola de la familia. En 1999 fundó MSU S.A., una de las empresas líderes en el sector agropecuario en Argentina, con una cartera total de más de 130.000 hectáreas y una producción de más de 700.000 toneladas de grano en Argentina, con operaciones en Uruguay, Paraguay y Brasil. En 2013 decidió ingresar en el negocio de generación eléctrica y en 2016 celebró un acuerdo con General Electric (a través de las Co-Emisoras) para desarrollar proyectos de energía eólica y construir tres (3) Centrales de generación térmica de 450 MW cada una. El Xx. Xxxxxxxxxxx Xxxxxxxx es hijo de Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxx.

Xxxxxx Xxxxxx xx Xxxxxxxxxxx Xxxxx CUIT Nº 20-11266679-9. Nació el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Es el Presidente del Directorio y CEO de Juamarita S.A., Xxx Xxxxxx Xxxxxx S.A., Sajuana S.A., Sunturibe S.A., Tolbiac S.A. y Co-Fundador y Vicepresidente de Rio Energy S.A., UGEN S.A. y UENSA S.A. Asimismo es el Director de las siguientes sociedades: MSU Energy Ramallo S.A., MSU Energy Lagos S.A., MSU Energy San Xxxxxx S.A., MSU Energy Cogeneración S.A. y MSU Energy Xxxxxxx S.A. En 2008 el Xx. Xxxxxxxxxxx Xxxxx fue distinguido con el Premio Konex como la personalidad agroindustrial de la década en Argentina. El Xx. Xxxxxxxxxxx Xxxxx realizó estudios en Administración Ejecutiva por la Universidad Austral.

Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxxxx CUIT N°: 20-00000000-7. Nació el 00 xx xxxxxxx xx 0000 xx Xxxxx Xxxxxx, Xxxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Director y Gerente General de Río Energy, UGEN y UENSA, y de otras sociedades integrantes del grupo MSU, tales como UCSA S.A., Uenergy S.A., Uonic S.A. y Parque Eólico UONIC II. En MSU Group, ocupó, entre el 2006 y el 2013, el cargo de Director y Gerente General de diversas sociedades pertenecientes a la rama de agronegocios, donde tuvo un rol importante en el diseño del negocio de la administración de fondos de tierras agrícolas. Allí desempeñó un papel activo en el diseño de la estructura financiera, la captación de capital y las relaciones con los inversores. Durante un período de tiempo entre 2013 y 2014, trabajó fuera del Grupo MSU como Director de Estrategia de Kumagro S.A. y Kumagro Sementes do Brasil Ltda, sociedades pertenecientes a GDM Seeds, una de las empresas líderes en el mercado de semillas de soja a nivel mundial. Allí, estuvo a cargo de la reestructuración de la empresa, incluyendo la captación de capital. Antes de unirse al Grupo MSU en 2006, sirvió como Gerente de acopios de Glencore Cereales S.A. El Sr. Marseillan obtuvo el título de Ingeniero en Producción Agropecuaria en la Universidad Católica Argentina en 1993 y ha cursado estudios de posgrado en Agronegocios (Universidad xx Xxxxxxxx) y Administración de Empresas (Universidad xx Xxxxxxx).

Xxxxx Xxxxxxx CUIT N°: 20-00000000-5. Nació el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Es asesor independiente en asuntos energéticos y Director de Río Energy, UGEN, UENSA, Sempra Energy y RDA Renting. El Xx. Xxxxxxx ocupó el cargo de director en diversas empresas dedicadas a los servicios públicos, la energía y el gas natural en el país y en la región, tales como Metrogas, Petrobras Energía, Pampa Energía, Edesur, Refinor, Oldelval, Termap, Chilquinta (Chile), Luz del Sur (Perú), Promigas (Colombia), y Petrolera Andina (Bolivia). Fue Presidente de Directorio de TGS, Transener, Emdersa y Eden, entre otros. Como ejecutivo, fue CEO de TGS, y Ejecutivo en AEI-Xxxxxxx Energy, Petrobras y Xxxxx Xxxxxxx. Ingeniero Industrial egresado de la Universidad Católica Argentina con un MBA en Administración de Negocio (University of Washington, EEUU).

Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxxxx CUIT N° 20-00000000-3. Nació el 00 xx xxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de Director Suplente en Río Energy, UGEN y UENSA. Es director en sociedades pertenecientes a MSU Group desde el año 2003. Entre 2001 y 2003 se desempeñó también como CFO en Interbaires S.A. y en Integralco S.A., las cuales fueron parte del Exxel Group.

Previamente fue Senior Manager en PriceWaterhouseCoopers, donde trabajó como asesor de varios clientes de primera línea tales como Grupo Fargo, Grupo AIG, Grupo Molinos Cañuelas, Musimundo, Grupo FAGOR, Xxxxxx Xxxxxxx/Xxxxx Xxxxx, Xxxxxx Group y CNP Assurance, entre otros. El Xx. Xxxxxxxxx es Contador Público egresado en el año 1991 de la Universidad de Buenos Aires y ha cursado estudios de posgrado en el IAE Business School.

Gerentes de primera línea

Nuestra gerencia de primera línea está a cargo de la implementación y ejecución de nuestros objetivos estratégicos, conforme lo defina el Acta de Directores. En la siguiente tabla se detalla la composición de la gerencia:

Nombre Cargo

Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxxxx	Gerente General
Xxxxxx Xxxxxx	CFO
Xxxxxxxx Xxxxxx	XXX
Xxxxxxxx Xxxx	Gerente de Legales
Xxxxxxx Xxxxxx	Gerente de Ingeniería y Obras
Xxxxxxx Xxxxxx	Gerente de Operaciones
Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxx	Gerente Comercial
Xxxxxxxxx Xxxxxx	Gerente de Administración y Finanzas
Xxxxxx Xxxxx	Gerente de Planificación y Control de Gestión

A continuación se incluye una breve descripción de los antecedentes profesionales más relevantes de los gerentes de primera línea de Río Energy, UGEN y UENSA:

Para el Xx. Xxxxxxxxx Xxxx Xxxxxxxxxx vea “Directorio” en esta sección.

Xxxxxx Xxxxxx CUIT Nº 20-00000000-1. Nació el 0x xx xxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Se desempeña como CFO en Río Energy, UGEN y UENSA. Posee más de 15 años de experiencia en relaciones con inversores, mercados de capitales, nuevos negocios y planeamiento estratégico. Antes de unirse a MSU Group dirigió el área de Relaciones con Inversores de Adecoagro S.A. (NYSE: AGRO), donde jugó un rol clave en el IPO de la compañía por USD$440 millones en 2011, la emisión de un bono internacional por USD$ 500 millones en 2017, entre otras transacciones de capitalización públicas y privadas por más de USD$ 530 millones entre 2008 y 2013. Previo a eso, trabajó en PRGX como consultor senior en negocios para clientes globales de sectores retail e industrial. El Xx. Xxxxxx estudió Economía en la Universidad Argentina de la Empresa.

Xxxxxxxx X. Xxxxxx CUIT N° 23-00000000-9. Nació el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de COO de Río Energy, UGEN y UENSA. Antes de unirse a MSU Group se desempeñó como COO de Transportadora de Gas del Sur S.A. Anteriormente ocupó cargos gerenciales tales como Gerente de Operaciones de Refinación y Gerente de Generación de Energía en Petrobras Energía S.A., Gerente de Generación de Energía y Gerente de Desarrollo de Negocios Eléctricos en la central eléctrica Genelba en Petrobras Energía S.A., Gerente de Desarrollo de Negocios Eléctricos en Xxxxx Xxxxxxx S.A. y Ejecutivo en Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires

S.A. (SEGBA). El Xx. Xxxxxx es Ingeniero Electromecánico egresado de la Universidad de Buenos Aires y Licenciado en Ciencias Químicas por la misma casa de estudios.

Xxxxxxxx Xxxx CUIT N° 20-00000000-6. Nació el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Se desempeña como Gerente de Legales de Río Energy, UGEN y UENSA. Antes de unirse al Grupo MSU trabajó como asociado en el Estudio Xxxxxxxxx y Xxxx y como abogado senior en Transportadora de Gas del Sur SA y ExxonMobil. Es Licenciado en Derecho por la Universidad Católica Argentina y Licenciado en Derecho Corporativo y Finanzas por UADE y CEMA. El Xx. Xxxx es un Practicante Certificado Internacional de Cumplimiento (IFCA en sus siglas en inglés).

Xxxxxxx X. Xxxxxx CUIT N° 20-00000000-4. Nació el 00 xx xxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de Gerente de Ingeniería y Obras en Río Energy, UGEN y UENSA. Previo a incorporarse a MSU Group se desempeñó en diversos cargos en SIEMENS S.A., incluidos Gerente de Proyectos en la Central Xxxxxxxxx Xxxxx y Gerente de Mantenimiento en la central eléctrica Termoeléctrica General San Xxxxxx. Antes fue Gerente de Operaciones en la central eléctrica Genelba de Petrobras Energía. Asimismo, ocupó diversos cargos en la Central Costanera. El Xx. Xxxxxx obtuvo el título de Ingeniero Mecánico en 1996 en la Universidad Tecnológica Nacional y completó el Programa de Desarrollo Directivo en la Facultad de Ciencias Empresariales de la Universidad Austral en 2004, el Programa de Gestión Ambiental de la Universidad Austral en 2005 y un posgrado en Especialización en Administración xxx Xxxxxxx Eléctrico y de Gas en el Instituto Tecnológico de Buenos Aires en 2009.

Xxxxxxx X. Xxxxxx CUIT N° 20-00000000-5. Nació el 1º xx xxxxx de 1976 en Buenos Aires, Argentina. Ocupa el cargo de Gerente de Operaciones, Higiene, Seguridad y Medio Ambiente en Río Energy, UGEN y UENSA. Antes de incorporarse a MSU Group se desempeñó en diversos cargos gerenciales en empresas líderes del sector energético tales como Gerente de Mantenimiento en General Electric, Responsable de Mantenimiento de Centrales en Genneia e Ingeniero de Planificación de Mantenimiento en Petrobras Energía. El Xx. Xxxxxx obtuvo el título de Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxx xx 0000 xx xx Xxxxxxxxx Xxxxxxxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx.

Xxxxxxx Xxxxxxxxx Xxxxxxxx XXXX N°: 20-00000000-8, nació el 00 xx xxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de Gerente Comercial en Río Energy, UGEN y UENSA. Antes de incorporarse a Grupo MSU fue Gerente de Energía Eléctrica en Energía Argentina S.A. (ENARSA) y, previamente, se desempeñó en el cargo de Responsable Comercial y de Planeamiento Comercial en Genneia S.A. El Xx. Xxxxxxxxx Xxxxxxxx obtuvo el título de Ingeniero Industrial en el año 2012 en la Universidad Nacional xx Xxxxx.

Xxxxxxxxx Xxxxxx CUIT N° 27-00000000-5. Nació el 00 xx xxxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de Gerente de Administración y Finanzas en Río Energy, UGEN y UENSA. Antes de incorporarse al Grupo fue Gerente de Costos en América Latina en Lexmark International de Argentina Inc. y, previamente, Responsable General de Libros Contables en América Latina y Gerente de Contabilidad multinacional en la misma empresa. Se desempeñó como Auditora Senior en Price WaterhouseCoopers durante 10 años. La Sra. Xxxxxx obtuvo el título de Contadora Pública en 1993 en la Universidad Nacional de Xxxxx xx Xxxxxx y cuenta con posgrados en Administración de la Universidad Católica de Buenos Aires y del IAE.

Xxxxxx Xxxxx CUIT N° 20-00000000-2. Nació el 0 xx xxxxx xx 0000 xx Xxxxxx Xxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de Gerente de Planificación Financiera en Río Energy, UGEN y UENSA. El Xx. Xxxxx comenzó su carrera profesional como Supervisor de Control de Gestión en Xxxxx Xxxxxxx S.A. Luego trabajó para Petrobras Energía S.A., donde se desempeñó en los cargos de Jefe de Control de Gestión y Gerente de Planeamiento, Presupuesto y Proyecciones, donde más tarde se posicionaría como Gerente de Gestión de Proyectos. El Xx. Xxxxx obtuvo el título de Contador Público en el año 1999 en la Universidad Nacional de Xxxxx xx Xxxxxx. En 2011 completó el Programa de Desarrollo Directivo del IAE.

Comisión fiscalizadora

Los estatutos de Río Energy, UGEN y UENSA disponen la creación de una comisión fiscalizadora

compuesta por tres síndicos e igual número de síndicos suplentes, todos ellos designados por un plazo de tres ejercicios. Según lo establece la Ley General de Sociedades, solo los abogados y contadores públicos autorizados para ejercer la profesión en Argentina, o una sociedad con responsabilidad solidaria constituida exclusivamente por estos profesionales, pueden ser síndicos en una sociedad anónima constituida de conformidad con las leyes de Argentina. A la fecha de emisión del presente prospecto, todos los síndicos que integran nuestra comisión fiscalizadora, incluidos los suplentes, son considerados independientes en virtud de la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales de Argentina.

Entre las principales funciones de nuestras comisiones fiscalizadoras se encuentra vigilar que el órgano de administración dé debido cumplimiento a la Ley de Sociedades, estatutos, reglamentos, si los hubiera, y a las decisiones asamblearias adoptadas. Asimismo, la comisión fiscalizadora tendrá otras funciones que incluyen, entre otras: (i) examinar los libros y documentación siempre que lo juzgue conveniente y, por lo menos, una vez cada tres meses;

(ii) asistir a las reuniones de directorio y asambleas de accionistas; (iii) confeccionar un informe anual sobre la situación financiera de MSU Energy y presentarlo a la asamblea ordinaria; (iv) convocar a asamblea extraordinaria, cuando lo juzgue necesario, por iniciativa propia o a pedido de los accionistas, y a asamblea ordinaria, cuando nuestro directorio omitiere hacerlo;

(v) supervisar y monitorear el cumplimiento de las leyes y regulaciones, los estatutos y las resoluciones asamblearias; y (vi) investigar las denuncias que le formulen por escrito accionistas que representen no menos del 2% del capital.

En cumplimiento de sus funciones, nuestras comisiones fiscalizadoras no controlan nuestras operaciones o evalúan los méritos de las resoluciones del directorio. Los deberes y obligaciones de los síndicos suplentes, cuando actuaran en reemplazo de los síndicos titulares, ya sea temporal o permanentemente, son las mismas que las impuestas a los síndicos titulares, y no deberán cumplir con otras obligaciones o responsabilidades como síndicos suplentes.

En la siguiente tabla se detalla la composición de nuestra comisión fiscalizadora.

Rio Energy
Nombre	Posición	Síndico desde
Xxxxxxx Xxxx	Síndico Titular	02/12/2016
Xxxxxx Xxxx	Síndico Titular	02/12/2016
Xxxxxxx Xxxxxx	Síndico Titular	28/06/2017
Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx	Síndico Suplente	02/12/2016
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx	Síndico Suplente	02/12/2016
Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxxx	Síndico Suplente	28/06/2017

Todos los miembros de nuestra comisión fiscalizadora son considerados independientes de acuerdo con la normativa argentina.

UGEN

Nombre	Posición	Síndico desde
Xxxxxxx Xxxx	Síndico Titular	02/12/2016
Xxxxxx Xxxx	Síndico Titular	02/12/2016
Xxxxxxx Xxxxxx	Síndico Titular	28/06/2017
Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx	Síndico Suplente	02/12/2016
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx	Síndico Suplente	02/12/2016
Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxxx	Síndico Suplente	28/06/2017

Todos los miembros de nuestra comisión fiscalizadora son considerados independientes de acuerdo con la normativa argentina.

UENSA

Nombre	Posición	Síndico desde
Xxxxxxx Xxxx	Síndico Titular	02/12/2016
Xxxxxx Xxxx	Síndico Titular	02/12/2016
Xxxxxxx Xxxxxx	Síndico Titular	28/06/2017
Xxxxxxx Xxxxxxx Xxxxxxxxx	Síndico Suplente	02/12/2016
Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx	Síndico Suplente	02/12/2016
Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxxx	Síndico Suplente	28/06/2017

Todos los miembros de nuestra comisión fiscalizadora son considerados independientes de acuerdo con la normativa argentina.

A continuación se indican los principales antecedentes profesionales de los miembros de la Sindicatura de las Co-Emisoras:

Xxxxxxx Xxxx CUIT N°: 20-00000000-6. Nació el 00 xx xxxxx xx 0000 xx Xxxxx Xx, Xxxxxxxxx. Xx Síndico Titular en Río Energy, UGEN y UENSA. Actualmente, es socio del Estudio Xxxx, Xxxxxxxxx y Asociados. El Xx. Xxxxxxx Xxxx también se desempeña como Síndico Titular de MSU S.A., DILCAR

S.A. y MSU Servicios S.A.

Xxxxxx Xxxx CUIT N°: 20-00000000-4. Nació el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000 xx Xxxxxxx, Xxxxxxxxx. Xx Síndico Titular en Río Energy, UGEN y UENSA. Actualmente es docente en la Fundación Libertad de la ciudad xx Xxxxxxx.

Xxxxxxx Xxxxxx CUIT N° 20-00000000-8. Nació el 5 xx xxxxx de 1973. Ocupa el cargo de Síndico Titular en Río Energy SA, UGEN y UENSA. Actualmente también se desempeña como socio del Estudio Xxxxxxx Xxxxxxxx. Posee el título de Abogado por la Universidad Católica Argentina, 1997.

Xxxxxxx Xxxxxx Xxxxxxxx CUIT N°: 20-00000000-7. Nació el 00 xx xxxxxx xx 0000 xx Xxxxxxx, Xxxxxxxxx. Ocupa el cargo de Síndico Suplente en Río Energy SA, UGEN y UENSA. Actualmente es socio del Estudio Xxxx, Xxxxxxxxx y Asociados. El Xx. Xxxxxxx Xxxxxxx también se desempeña como Síndico Titular de FAIART ARGENTINA S.A.

Xxxxxx Xxxxx Xxxxxxxxx CUIT N°: 20-00000000-1. Ocupa el cargo de Síndico Suplente en Río Energy SA, UGEN y UENSA. Actualmente también se desempeña como socio del Estudio Xxxxxxx Xxxxxxxx. Se recibió de Abogado en 1997 en la Universidad Católica Argentina.

Remuneración

La Ley General de Sociedades de Argentina y las previsiones del Art. 5, Sección I, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV establecen que la remuneración anual total pagada a todos los directores (incluso aquellos con carácter ejecutivo) respecto de cualquier ejercicio económico no podrá exceder el 5% de la utilidad neta de dicho ejercicio, en caso que la sociedad no pagara dividendos respecto de dicha utilidad neta. Dicho porcentaje podrá ser aumentado hasta un 25% de utilidad neta si se pagaran dividendos respecto de la utilidad neta correspondiente a dicho ejercicio. El porcentaje disminuirá en proporción a la relación entre la utilidad neta y los dividendos distribuidos. La Ley General de Sociedades y las previsiones del Art. 5, Sección I, Capítulo III, Título II de las Normas de la CNV también disponen que se requerirá la ratificación de la asamblea cuando la remuneración de los directores exceda el límite impuesto por dicha ley, siempre que la sociedad no tenga utilidad neta o que esta fuese baja, para el caso en que los directores correspondientes hayan ejercido comisiones especiales o funciones técnico administrativas durante dicho ejercicio. La remuneración de todos los directores y miembros de la comisión fiscalizadora se requiere de la aprobación de la asamblea de accionistas.

Al 30 de septiembre de 2017: (i) se han abonado remuneraciones por adelantado a los directores y gerencia de primera línea de Río Energy por un monto total de U$S784.946; (ii) se han abonado remuneraciones por adelantado a los directores y gerencia de primera línea de UGEN por un monto total de U$S31.774; y (iii) se han abonado remuneraciones por adelantado a los directores y gerencia de primera línea de UENSA por un monto total de U$S31.744, siendo beneficios de corto plazo y los únicos beneficios otorgados a los directores y gerencia de primera línea.

Adicionalmente, a la fecha de este documento: (i) se pagaron honorarios por adelantado a los miembros de la Comisión Fiscalizadora de Río Energy por un monto total de U$S 965; (ii) se pagaron honorarios por adelantado a los miembros de la Comisión Fiscalizadora de UGEN por un monto total de U$S 965; y (iii) se pagaron honorarios por adelantado a los miembros de la Comisión Fiscalizadora de UENSA por un monto total de U$S 965.

TÉRMINOS Y CONDICIONES

DE LAS OBLIGACIONES NEGOCIABLES

El presente apartado resume los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables. Para una descripción más completa de los términos y condiciones de las Obligaciones Negociables, ver la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables” del presente Prospecto.

Co-Emisoras

Río Energy S.A., UGEN S.A. y UENSA S.A., todas ellas sociedades anónimas constituidas de conformidad con las leyes de la República Argentina.

Monto de Emisión

Obligaciones Negociables por un monto de hasta US$ 650.000.000 (dólares estadounidenses seiscientos cincuenta millones). El monto nominal final de Obligaciones Negociables que efectivamente se emita será informado mediante el Aviso de Resultados.

Fecha de Emisión

Será informada en el Aviso de Resultados.

Precio de Emisión

Será informado mediante el Aviso de Resultados.

Fecha de Vencimiento

La Fecha de Vencimiento de las Obligaciones Negociables será a los 7 (siete) años contados desde la Fecha de Emisión conforme se indique en el Aviso de Resultados.

Moneda Especificada

Dólares estadounidenses.

Calificación local

FixScr ha asignado a las Obligaciones Negociables la calificación “BBB+”. Las Obligaciones Negociables contarán con una calificación de riesgo en Argentina y con dos calificaciones internacionales. Para mayor información véase la sección “Calificación de Riesgo” en este Prospecto.

Valor nominal unitario / Denominaciones mínimas

La negociación de las Obligaciones Negociables se efectuará en denominaciones mínimas de US$ 150.000 y múltiplos de US$ 1.000 por encima de ese monto.

Monto Mínimo de Suscripción

El Monto Mínimo de Suscripción será de US$ 150.000 y múltiplos de US$ 1.000 por encima de dicho monto.

Intereses

Las Obligaciones Negociables devengarán intereses a una tasa fija la cual será informada mediante la publicación del Aviso de Resultados.

Fechas de Pago de Intereses

Los intereses devengados por las Obligaciones Negociables se pagarán semestralmente por período vencido. Las Fechas de Pago de Intereses serán informadas mediante la publicación del Aviso de Resultados (cada una de ellas, una “Fecha de Pago de Intereses”).

Período de Devengamiento de Intereses

Es el período comprendido entre una Fecha de Pago de Intereses y la Fecha de Pago de Intereses

inmediatamente posterior, incluyendo el primer día y excluyendo el último día. Respecto de la primera Fecha de Pago de Intereses, se considerará Período de Devengamiento de Intereses el comprendido entre la Fecha de Emisión y la primera Fecha de Pago de Intereses, incluyendo el primer día y excluyendo el último día. Respecto de la última Fecha de Pago de Intereses, se considerará Período de Devengamiento de Intereses el comprendido entre la Fecha de Pago de Intereses inmediata anterior a la Fecha de Vencimiento (inclusive) y la Fecha de Vencimiento (exclusive).

Base de Cálculo Aplicable

Los intereses se computarán tomando como base un año calendario de 360 días compuesto por 12 meses de 30 días cada uno.

Montos Adicionales

Todos los pagos realizados por nosotros con respecto a las Obligaciones Negociables, ya sea que correspondan a capital o a intereses, se efectuarán sin mediar retenciones o deducciones por impuestos o tasas aplicables o a cuenta de ellas, salvo que lo exija la ley, en cuyo caso, con sujeción a las excepciones establecidas, abonaremos los montos adicionales exigidos de manera tal que el monto neto recibido por los tenedores de las Obligaciones Negociables con respecto al capital, los intereses u otros conceptos asociados a las Obligaciones Negociables, con posterioridad a cualquier retención o deducción, no resulte inferior al monto que se hubiera percibido de no haber mediado dichas retenciones o deducciones. Ver la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables—Montos Adicionales”.

Listado y Negociación

Las Co-Emisoras han solicitado y harán sus mejores esfuerzos para que las Obligaciones Negociables sean listadas en la Lista Oficial de la Bolsa de Valores de Luxemburgo para negociar en el Mercado Euro MTF. Hemos solicitado que se listen las Obligaciones Negociables y se admitan para su negociación en BYMA y MAE. No se puede garantizar que estas aplicaciones serán aceptadas.

Colocadores Locales

Banco Itaú Argentina S.A.; Industrial and Commercial Bank of China (Argentina) S.A.; Banco de Galicia y Buenos Aires S.A.; Banco Hipotecario S.A.; BACS Banco de Crédito y Securitización S.A.; Macro Securities S.A. y BAF Securities S.A. (los “Colocadores Locales”).

Colocadores Internacionales

J.P. Xxxxxx Securities LLC, Citigroup Global Markets Inc. e Itaú BBA USA Securities, Inc. (los “Colocadores Internacionales” y junto con los Colocadores Locales los “Colocadores”).

Contrato de Fideicomiso

Las Obligaciones Negociables se emitirán en el marco de un contrato de fideicomiso celebrado con Citibank N.A. (el “Contrato de Fideicomiso”).

Fiduciario, Agente de Registro, Agente de Transferencia y Agente de Pago

Citibank, N.A.

Representante del Fiduciario en Argentina, Agente de Registro conjunto y Agente de Transferencia

La Sucursal de Citibank, N.A., establecida en la República Argentina.

Forma de las Obligaciones Negociables

Las Obligaciones Negociables se emitirán bajo la forma de uno o más certificados globales sin cupón, inscriptos a nombres de un representante designado de DTC, como depositario, por cuenta de sus participantes directos e indirectos, tales como Euroclear y Clearstream. Las Obligaciones Negociables se emitirán en denominaciones mínimas de U$S 150,000 y múltiplos enteros de U$S 1,000 en exceso de los mismos. Ver “Forma de las Obligaciones Negociables, Compensación y Liquidación”.

Destino de los Fondos

Tenemos la intención de utilizar los fondos netos procedentes de la presente emisión de Obligaciones Negociables de conformidad con los requisitos del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y otras normas aplicables, en especial para la precancelación de nuestro endeudamiento, la financiación de capital de trabajo y el sobrante, de haber, para inversiones en activos tangibles en Argentina y contribuciones de capital en sociedades controladas o afiliadas. Para mayor información se solicita a los inversores ver la Sección “Razones para la Oferta y Destino de los Fondos” del presente.

Impuestos

Para un resumen de ciertas consecuencias impositivas de invertir en las Obligaciones Negociables en la Argentina y a los fines del impuesto a las ganancias federal en los Estados Unidos, ver “Tratamiento Impositivo”.

Moneda de pago

Los intereses y capital serán pagados en Dólares estadounidenses.

Moneda de Suscripción

Las Obligaciones Negociables serán suscriptas en dólares estadounidenses.

Amortización

El capital de las Obligaciones Negociables será amortizado en un único pago en la Fecha de Vencimiento.

Prelación/ Acción ejecutiva

Las Obligaciones Negociables serán (i) obligaciones conjuntas y varias de las Co-Emisores;

(ii) obligaciones senior directas e incondicionales de las Co-Emisores, garantizadas por un gravamen de primer grado de privilegio sobre la Garantía (tal como se define a continuación);

(iii) en la medida en que no esté garantizado por la Garantía, tendrán igual rango en derecho de pago con todos los demás endeudamientos senior existentes y futuros de las Co-Emisores, excepto por ciertas obligaciones con tratamiento preferencial de la ley; (iv) rango senior en derecho de pago a todas las deudas subordinadas existentes y futuras de las Co-Emisores, si las hubiere; (v) ser superior a todos los endeudamientos no garantizados existentes y futuros de las Co-Emisores, en la medida del valor de la Garantía; y (vi) estar efectivamente subordinados a todos los endeudamientos existentes y futuros de las Co-Emisores que estén asegurados con activos que no aseguren las obligaciones negociables, si los hubiera, en la medida del valor de los activos que aseguren dicho endeudamiento.

Al 30 de septiembre de 2017, sobre una base ajustada, las Co-Emisoras tenían (a) U$S 365 millones de endeudamiento pendiente (U$S 45 millones correspondientes a Río Energy, U$S 160 correspondientes a UGEN y U$S 160 millones correspondientes a UENSA), de los cuales U$S 207 millones eran deuda garantizada y 158 millones de dólares estadounidenses de deuda no garantizada; y (b) U$S 118 millones de financiamiento de proveedores y otras deudas comerciales pendientes (U$S 109 millones correspondientes a Río Energy, U$S 5 correspondientes a UGEN y U$S 4 millones correspondientes a UENSA).

Garantía

Las Obligaciones Negociables estarán garantizadas por un gravamen de primera grado de privilegio y un interés de seguridad en (conjuntamente, la “Garantía”):

• Cuenta de Reserva para Servicio de Deuda (tal como se define a continuación) con fondos que se estiman suficientes para cubrir el primer servicio de intereses y los fondos depositados en ella, de conformidad con el Acuerdo de Control y Seguridad de los Estados Unidos (tal como define en este documento); y

• Los Generadores existentes (tal como se define en el presente) y ciertos derechos de las Co-Emisores en relación con los mismos, de conformidad con los Acuerdos de Seguridad de Argentina (tal como se definen en el presente).

Para obtener más información sobre las Garantías, incluyendo el levantamiento (incluyendo ante la conversión a ciclo combinado de nuestras centrales) consulte “Descripción de las Obligaciones Negociables - Garantía”.

Rescate Opcional

Rescate Total. Podremos canjear las Obligaciones Negociables, en todo o en parte, en cualquier momento antes de la fecha a ser informada mediante el Aviso de Resultados, pagando el mayor de (1) 100% del monto principal de las Obligaciones Negociables a canjear y (2) un “make- whole” monto, en cada caso más intereses devengados e impagos a la fecha de rescate, como se describe en “Descripción de las Notas- Rescate Opcional - Rescate Opcional- Rescate opcional con anterioridad a la fecha a ser informada en el Aviso de Resultados”.

Rescate opcional programado. En cualquier momento en o después de la fecha a ser informada mediante el Aviso de Resultados, podremos canjear las Obligaciones Negociables, en todo o en parte, a los precios de reembolso establecidos en este documento, más los intereses devengados y no pagados sobre la fecha de rescate. Ver la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables - Rescate Opcional en o con anterioridad a la fecha a ser informada en el Aviso de Resultados”.

Rescate opcional en caso de Hecho que afecta al Patrimonio. Asimismo, en cualquier momento o antes de la fecha a ser informada en el Aviso de Resultados, podremos canjear hasta el 35% de las Obligaciones Negociables con ingresos netos en efectivo de uno o más Hechos que afecta al Patrimonio (tal como se define en el presente), más los intereses acumulados y no pagados a la fecha de rescate. Consulte “Descripción de las Obligaciones Negociables - Rescate Opcional

- Rescate Optativo en caso de un Hecho que afecta el Patrimonio”.

Rescate Opcional por Motivos Impositivos. Podemos canjear las Obligaciones Negociables, en su totalidad pero no en parte, a un precio igual al 100% del monto del capital más los intereses acumulados y no pagados hasta la fecha de reembolso y cualquier cantidad adicional, cuando ocurran ciertos cambios en la ley tributaria. Consulte “Descripción de las Obligaciones Negociables - Rescate opcional - Rescate Opcional por Motivos Impositivos”.

En todos los casos, se respetará el trato igualitario entre los inversores.

Cambio de Control

Si experimentamos un Evento de Cambio de Control (tal como se define en el presente), debemos ofrecer la recompra de las Obligaciones Negociables a un precio de compra igual al 101% del monto principal, más el interés acumulado y no pagado de la fecha de compra. Ver “Descripción de las notas: Evento de Cambio de Control”.

Compromisos

El contrato de fideicomiso que rige las Obligaciones Negociables contiene cláusulas que, entre otras cosas, limitarán nuestra capacidad y la de nuestras subsidiarias restringidas para, entre otras cosas:

• incurrir o garantizar endeudamiento adicional;

• pagar dividendos o hacer otras distribuciones o recomprar o canjear nuestro capital social;

• vender activos;

• celebrar acuerdos que restrinjan la capacidad de nuestras subsidiarias para pagar dividendos;

• incurrir o asumir endeudamiento garantizado por un derecho de retención;

• entrar en transacciones de venta y retroventa;

• consolidar, fusionar o vender todos o sustancialmente todos nuestros activos; e

• iniciar transacciones con afiliados.

Estos compromisos están sujetos a una serie de calificaciones y excepciones importantes. Muchos de estos convenios no se aplicarán a nosotros ni a nuestras subsidiarias durante ningún período en el que las Obligaciones Negociables tengan calificación de grado de inversión de al menos dos agencias calificadoras. Para obtener más información, consulte “Descripción de las Obligaciones Negociables - Compromisos”.

Restricciones a la Transferencia

No hemos registrado las Obligaciones Negociables bajo la Ley de Títulos Valores. Las Obligaciones Negociables están sujetas a restricciones sobre la transferencia y solo pueden ofrecerse en transacciones exentas o no sujetas a los requisitos de registro de la Ley de Títulos Valores. Ver “Restricciones a la transferencia”.

Ley aplicable

La Ley de Obligaciones Negociables y sus modificatorias establecen los requisitos necesarios para que las Obligaciones Negociables sean consideradas obligaciones negociables no convertibles bajo la misma, en tanto que dicha ley, junto con la Ley Nº 19.550, y sus modificatorias, y las demás leyes y reglamentaciones aplicables de la Argentina, rigen nuestra capacidad para suscribir y entregar las Obligaciones Negociables, incluyendo los requerimientos de quórum, mayorías y convocatoria y otras materias relacionadas con las reuniones de los Tenedores y la autorización de la CNV para la creación del Programa y la oferta pública de las Obligaciones Negociables en la Argentina. En relación con todos los demás asuntos, las Obligaciones Negociables y el Contrato de Fideicomiso se rigen por las leyes del Estado de Nueva York, Estados Unidos, y se interpretarán de acuerdo con las mismas, sin que sean de aplicación sus disposiciones sobre conflicto xx xxxxx.

Factores de Riesgo

El destinatario debe considerar cuidadosamente toda la información contenida en el presente Prospecto. Ver la sección “Factores de Riesgo” del presente Prospecto para una descripción de ciertos riesgos importantes que se derivan de la inversión en las Obligaciones Negociables.

INFORMACIÓN RELEVANTE

General

Salvo aclaración en contrario o que, por el contexto, deba interpretarse de otro modo, en el presente Prospecto, toda referencia a (i) “Río Energy” “UGEN” y “UENSA” refiere a Río Energy S.A., UGEN S.A. y UENSA S.A., respectivamente; (ii) “MSU Energy”, “nosotros” y “nuestro” refiere conjuntamente a Río Energy, UGEN y UENSA, y (iii) las “Co-Emisoras” refiere a Río Energy, UGEN y UENSA.

Salvo aclaración en contrario o que el contexto así lo requiera, la palabra “pesos” o “Ps” en el presente prospecto refiere a pesos argentinos, y el símbolo “US$” refiere a Dólares estadounidenses.

Estados Financieros

Nuestra historia operativa es muy reciente. Nuestra Central General Rojo de Rio Energy y nuestra Central Xxxxxx xx XXXX obtuvieron la Aprobación Comercial de CAMMESA (tal como se define más adelante) bajo los PPA aplicables y comenzaron a operar el 13 xx xxxxx de 2017 y el 29 de diciembre de 2017, respectivamente. Nuestra Central xx Xxxxx Xxxxx, de propiedad de UENSA comenzó su operación en relación a 45,8 MW de capacidad el 16 de enero de 2018 y esperamos que la central obtenga la Aprobación Comercial de CAMMESA respecto de la totalidad de capacidad en o con anterioridad a su Fecha Comprometida, es decir el 31 de enero de 2018. Como consecuencia, este Prospecto no incluye resultados financieros auditados de las Co-Emisoras y los estados financieros no auditados, incluidos en el presente Prospecto, tal como se describe a continuación son de utilidad reducida. Asimismo, Río Energy, UGEN y UENSA adoptaron las normas NIIF (tal como se definen a continuación) por primera vez para el ejercicio fiscal finalizado el 31 de diciembre de 2017. Ver “Factores de Xxxxxx – Tenemos un historial operativo limitado, lo que hace que nuestro desempeño futuro sea particularmente difícil de predecir. y - Este Prospecto tiene limitada información financiera”.

Este Prospecto incluye los siguientes estados financieros: (i) estados financieros no auditados intermedios de Río Energy al 30 de septiembre de 2017 y para el periodo de tres y nueve meses finalizado el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 (xxx “estados financieros intermedios no auditados de Río Energy”); (ii) estados financieros no auditados intermedios de UGEN al 30 de septiembre de 2017 y para el periodo de tres y nueve meses finalizado el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 (xxx “estados financieros intermedios no auditados de UGEN”); y (iii) los estados financieros no auditados intermedios de UENSA al 30 de septiembre de 2017 y para el periodo de tres y nueve meses finalizado el 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000 (xxx “estados financieros intermedios no auditados de UENSA” y junto con los estados financieros intermedios de Río Energy y los estados financieros intermedios no auditados de UGEN, los “estados financieros intermedios no auditados”).

Nuestros estados financieros intermedios no auditados fueron preparados de conformidad con las Normas Internacional de Información Financiera (“NIIF”), tal como fueren emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés).

Los estados financieros intermedios no auditados fueron ajustados para reflejar la inflación. Ver “Factores de Riesgo Relacionados con Argentina. Un escenario de alta inflación podría tener resultados adversos en la economía Argentina y en los resultados de nuestras operaciones”.

De conformidad con las NIIF, las transacciones en monedas distintas a nuestra moneda funcional (Dólar Estadounidense) se incorporan en nuestros estados financieros al tipo de cambio a la fecha de la transacción. Al finalizar cada periodo fiscal, los activos y las contingencias en moneda distinta al Dólar Estadounidense se transforman al Dólar Estadounidense al tipo de

cambio de dicha fecha. Las ganancias y pérdidas resultantes del tipo de cambio o de valuar las propiedades o contingencias en moneda distinta a la moneda funcional se reflejan en el balance como resultados financieros. Ver nota 2.4.b de nuestros estados financieros intermedios no auditados. Ver también “Factores de Riesgo—Riesgos relacionados con Argentina—Las fluctuaciones significativas en el valor del peso podrían impactar negativamente en la economía argentina y en nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones” y “Tipos de Cambio y Controles de Cambio”.

Los estados financieros intermedios no auditados no fueron ajustados para reflejar la inflación. Ver “Factores de riesgo-Riesgos relacionados con Argentina- Un escenario de alta inflación podría tener efectos adversos en la economía argentina y en los resultados de nuestras operaciones”.

Nuestros estados financieros incluidos en el presente Prospecto se presentan en pesos argentinos, porque así lo requiere la norma de CNV, sin embargo nuestro directorio ha determinado que nuestra moneda funcional es el Dólar Estadounidense de conformidad con las normas NIIF.

Información sin utilizar las normas NIIF

Este Prospecto, incluye cierta información que no utiliza las normas NIIF. En particular, incluye

(i) “EBITDA ajustado” en la sección “Información Financiera Seleccionada” y “Análisis y discusión de la gerencia sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones”, a los fines de incluir información financiera adicional en relación al rendimiento de Río Energy durante el tercer trimestre de 2017, (ii) “EBITDA” en “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, a los fines de otorgarle a los inversores expectativas en relación al rendimiento de las Co-Emisoras, y

(iii) “EBIDA Combinado” en “Descripción de los Obligaciones Negociables”. Estos tres términos definidos son diferentes y se usan en diferentes contextos y para diferentes propósitos durante este Prospecto.

Información Financiera Adicional: EBITDA Ajustado y Margen de EBITDA Ajustado

En “Información Financiera Seleccionada” y “Análisis y discusión de la gerencia sobre la situación patrimonial y los resultados de las operaciones”, “EBITDA Ajustado” significa (a) nuestra ganancia neta/ pérdida neta (; más o menos (b) nuestros ingresos financiero y gastos netos; más o menos

(c) el impuesto a las ganancias; más (d) depreciación y amortización; más (e) cualquier multa pecuniaria impuesta por CAMMESA a cualquiera de las Co-Emisoras en conexión con los plazos para el comienzo de las operaciones de conformidad con cualquier PPA.

Para una revisión de nuestro EBITDA ajustado, consulte “ Información Financiera Seleccionada”. El EBITDA ajustado no es una medida financiera según las NIIF. El EBITDA ajustado está incluido en este Prospecto ya que creemos que ciertos inversores pueden considerarlo útil como una medida adicional de nuestro rendimiento y la capacidad de pagar nuestra deuda y financiar los gastos de capital. El EBITDA ajustado no es y no debería ser considerado como un sustituto de los ingresos, el flujo de efectivo proporcionado por las operaciones u otras medidas financieras de rendimiento o liquidez según las NIIF. Ya que el EBITDA Ajustado no es una medida NIIF y no todas las compañías calculan el EBITDA Ajustado de la misma manera, nuestra presentación del EBITDA Ajustado puede no ser comparable con el EBITDA Ajustado que los presentados por otras compañías.

En “Reseña y Perspectiva Operativa de las Co-Emisoras”, el “Margen de EBITDA Ajustado” significa el EBITDA ajustado dividido por las ventas netas.

Definición en Restricciones: EBITDA Combinado

En este Prospecto, el “EBITDA Combinado” tal como se define en la sección “Descripción de las Obligaciones Negociables – Algunas Definiciones”. significa (a) ingreso operativo; más (b)

depreciación y amortización; más o menos (c) la ganancia (o pérdida) neta de las Co-Emisoras derivada de (1) cualquier Subsidiaria No Restringida (tal como se define en “Descripción de las Obligaciones”), y (2) cualquier entidad contabilizada por el método de participación patrimonial, en cada caso, en la medida del monto de los dividendos o distribuciones pagaderos en efectivo a la correspondiente Co-Emisora o Subsidiaria Restringida (tal como se define en “Descripción de las Obligaciones”); más (d) cualquier multa monetaria impuesta por CAMMESA a cualquiera de las Co-Emisoras en relación con los plazos para el inicio de las operaciones de conformidad con cualquiera de los PPA; más o menos, otros ingresos y gastos no monetarios; como cada punto es informado en base a los estados financieros combinados o consolidados disponibles más recientemente entregados por las Co-Emisoras al Fiduciario de conformidad con el compromiso descripto en “Ciertos Compromisos: Informes a los Tenedores”, y preparados de conformidad con las NIIF. Dicha definición se usa como una medida para evaluar el cumplimiento por parte de las Co-Emisores y sus Subsidiarias Restringidas (como se define en “Descripción de las Obligaciones Negociables”) de ciertos convenios contenidos en dicha sección. El “EBITDA Combinado” se define y se calcula de forma diferente a “EBITDA Ajustado” y al “EBITDA”, tal como se indicó anteriormente. El EBITDA Combinado no es ni debe verse como un sustituto de los ingresos y flujos de efectivo, proporcionado por las operaciones y otras medidas de desempeño financiero o liquidez bajo las NIIF. Ya que el EBITDA Combinado no es una medida NIIF y no todas las compañías calculan el EBITDA Combinado de la misma manera, nuestra presentación del EBITDA Combinado no puede ser comparable al EBITDA Combinado que otras compañías hayan presentado.

Mediciones del Modelo Financiero EBITDA

En la sección “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, “EBITDA” significa nuestros ingresos proyectados o estimados, menos gastos y no incluye depreciación y amortización, gastos por intereses, ganancias financieras e impuesto sobre la renta. El EBITDA es solo una estimación y no es una medida financiera o similares según las NIIF. El EBITDA está incluido en este Prospecto bajo la sección “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero” porque creemos que los inversores pueden considerarlo útil como una estimación adicional de nuestro rendimiento financiero proyectado en el contexto de nuestro modelo financiero. Tal como se muestra en este Prospecto, el EBITDA es solo una estimación, una estimación a futuro y no una medida no-NIIF de desempeño histórico. Además, no debe considerarse como una sustituto del ingreso estimado o proyectado, del flujo de efectivo provisto por las operaciones u otras estimaciones de rendimiento o liquidez.

Flujo de Efectivo Libre

En “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, “Flujo de Efectivo Libre” refleja el flujo de efectivo operativo proyectado menos los gastos de capital proyectados.

El flujo de efectivo libre proyectado que se incluye en este Prospecto es solo una proyección y no una medida financiera o similares según los IFRS. Lo hemos incluido en este Prospecto en “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero” porque creemos que ciertos inversores pueden considerarlo útil como una medida adicional de nuestro rendimiento financiero proyectado y nuestra capacidad para hacer frente a nuestra deuda. Ver “Informe de evaluación técnica y modelo financiero”. El flujo de efectivo libre como se muestra en este Prospecto es solo una estimación, una declaración a futuro, y no una medida de desempeño histórica que no es una NIIF. Además, el flujo de caja libre proyectado no es ni debe considerarse como un sustituto del flujo de efectivo provisto por las operaciones u otras medidas de desempeño financiero o liquidez bajo las NIIF. Debido a que el flujo de efectivo libre no es una medida NIIF y no todas las compañías calculan el flujo de efectivo libre proyectado de la misma manera, nuestra presentación del flujo de efectivo libre proyectado puede no ser comparable al flujo de efectivo libre proyectado o similares presentadas por otras compañías.

Deuda Financiera Neta (final del período)

En “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, “Deuda Financiera Neta (final del período)” significa la deuda financiera total proyectada menos el efectivo y los equivalentes de efectivo proyectados. Excluye el financiamiento de proveedores proyectado, que son obligaciones en virtud de cualquiera de nuestros acuerdos futuros de compra de equipos, contratos de compra y construcción de energía o cualquier otro documento relacionado con nuestros planes de expansión de ciclo combinado. Deuda Financiera Neta (final del período) como se incluye en este Prospecto es solo una proyección y no una medida financiera o similares según las NIIF. Lo incluimos en este Prospecto en “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero” porque creemos que ciertos inversores pueden considerarlo útil como una medida adicional de nuestra deuda financiera neta proyectada. La Deuda Financiera Neta proyectada (final del período) no es ni debe ser considerada como un sustituto de otras medidas de deuda proyectadas según las NIIF. Debido a que la Deuda Financiera Neta proyectada (final del período) no es una medida NIIF y no todas las compañías lo calculan de la misma manera, nuestra presentación puede no ser comparable a las medidas de título similar presentadas por otras compañías.

Ratio de Deuda Financiera Total a EBITDA

En “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, “Ratio de Deuda Financiera Total a EBITDA” significa el total de la deuda financiera proyectada dividido por el EBITDA proyectado.

Ratio de Deuda Neta a EBITDA

En “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”, “Ratio de Deuda Neta a EBITDA” significa el neto de la deuda financiera proyectada dividido por el EBITDA proyectado.

Conversiones de Moneda

Salvo aclaración en contrario o que, por contexto, deba interpretarse de otro modo, toda referencia contenida en el presente Prospecto a “pesos” o “ARS” refiere a pesos argentinos así como toda referencia a “dólares estadounidenses” o “US$” refiere a dólares estadounidenses.

Las fluctuaciones de la moneda y la inflación en Argentina tienen un impacto significativo en nuestra situación financiera y en los resultados de las operaciones. Dado que la moneda funcional de las Co-Emisoras es el dólar estadounidense, la divisa que genera la mayor exposición en términos de efectos en resultados es el peso argentino. Al solo efecto de facilitar su lectura, el presente prospecto contiene conversiones de montos expresados en pesos a dólares estadounidenses a los tipos de cambio que se indican. Salvo aclaración en contrario, en el presente prospecto, convertimos los montos en dólares estadounidenses al 31 de diciembre de 2016 y al 30 de septiembre de 2017 al tipo de cambio de ARS 15,70 y ARS 17,31 por US$ 1,00, según el tipo de cambio vendedor para transferencias bancarias (divisas) publicado por el Banco de la Nación Argentina el 31 de diciembre de 2016 y el 30 de septiembre de 2017, respectivamente.

La conversión de montos expresados en monedas que se incluyen en el presente no deberá interpretarse como representaciones de que los montos en pesos realmente representan montos en dólares estadounidenses o que cualquier persona podría convertir los montos en pesos a dólares estadounidenses al tipo de cambio indicado o a cualquier otro. Ver “Tipos de Cambio y Controles Cambiarios” y “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados con Argentina- Las fluctuaciones significativas en el valor del peso podrían impactar negativamente en la economía argentina y en nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones” del presente Prospecto.

Transición a NIIF

Hasta el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016 las Co-Emisoras aplicaron las normas

contables emitidas por la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) y adoptadas por el Consejo Profesional de Ciencias Económicas de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (“C.P.C.E.C.A.B.A.”) (“Normas Contables Argentinas” o “NCA”).

A partir del ejercicio iniciado el 1° de enero de 2017, y con motivo del ingreso en el régimen de oferta pública, las Co-Emisoras comenzaron a aplicar las Normas Internacionales de Información Financiera (“NIIF”), tal como fueron emitidas por el Consejo de Normas Internacionales de Contabilidad (IASB por su sigla en inglés). Esta adopción fue resuelta por la Resolución Técnica N° 26 (texto ordenado) de la Federación Argentina de Consejos Profesionales de Ciencias Económicas (FACPCE) y por las Normas de la Comisión Nacional del Valores (CNV). Las NIIF son de aplicación obligatoria para las Co-Emisoras, según las normas contables profesionales vigentes en la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, República Argentina, y las normas regulatorias antes citadas.

Para preparar los estados financieros intermedios, en los cuales se aplican por primera vez las NIIF de conformidad con las normas de la CNV, las Co-Emisoras han debido efectuar ajustes sobre las cifras al 31 de diciembre de 2016, como así también en las fechas de transición, para reflejar las diferencias respecto de las cifras que fueron oportunamente presentadas de conformidad con las Normas Contables Profesionales de Argentina, emitidas por la FACPCE.

A continuación se resumen los principales efectos de la transición a normas internacionales de información financiera para cada una de las Co-Emisoras. Para obtener un mayor detalle y explicación de los efectos de estos ajustes, se puede consultar la Nota 14 correspondiente los Estados Financieros Intermedios al 30 de septiembre de 2017.

Efectos de la transición a NIIF en Río Energy

01/07/2016 31/12/2016

Norma contable anterior Efecto de la transición a NIIF
NIIF Norma contable anterior Efecto de la transición a NIIF
NIIF

ACTIVO

ACTIVO NO CORRIENTE

Propiedad planta y equipo	-	-	-	1.214.395.957	7.608.284	1.222.004.241
Activo por impuesto diferido	-	-	-	521.647	721.917	1.243.564
Total del activo no corriente	-	-	-	1.214.917.604	8.330.201	1.223.247.805

ACTIVO CORRIENTE

Otros créditos	3.962.335	-	3.962.335	180.938.181	-	180.938.181
Inversiones	-	-	-	16.216.071	-	16.216.071
Efectivo y equivalentes de efectivo	160.933	-	160.933	20.271.656	-	20.271.656
Total del activo corriente	4.123.268	-	4.123.268	217.425.908	-	217.425.908
Total del activo	4.123.268	-	4.123.268	1.432.343.512	8.330.201	1.440.673.713

PATRIMONIO NETO

Capital	1.122.500	-	1.122.500	224.457.000	-	224.457.000
Reserva facultativa	-	-	-	4.287	-	4.287
Reserva legal	-	-	-	37.972	-	37.972
Otros resultados integrales - reserva conversión	-	576.022	576.022	-	34.533.470	34.533.470
Resultados no asignados	42.259	(576.022)	(533.763)	(968.774)	(31.975.633)	(32.944.407)
Total del patrimonio neto	1.164.759	-	1.164.759	223.530.485	2.557.837	226.088.322

PASIVOS

PASIVOS NO CORRIENTES

Préstamos financieros	-	-	-	482.057.905	-	482.057.905
Total del pasivo no corriente PASIVO CORRIENTE	-	-	-	482.057.905	-	482.057.905
Préstamos financieros	-	-	-	93.302.679	5.185.876	98.488.555
Otros pasivos	2.770.207	-	2.770.207	7.631.173	-	7.631.173
Deudas sociales	156.702	-	156.702	2.650.592	586.488	3.237.080
Deudas fiscales	29.895	-	29.895	1.019.739	-	1.019.739
Deudas comerciales	1.705	-	1.705	622.150.939	-	622.150.939
Total del pasivo corriente	2.958.509	-	2.958.509	726.755.122	5.772.364	732.527.486
Total del pasivo	2.958.509	-	2.958.509	1.208.813.027	5.772.364	1.214.585.391
Total del patrimonio neto y pasivo	4.123.268	-	4.123.268	1.432.343.512	8.330.201	1.440.673.713

Efectos de la transición a NIIF en UGEN
		31/12/2016
	Norma	Efecto de la
	contable anterior	transición a NIIF	NIIF
ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE
Propiedad planta y equipo	24.776.500	(115.013)	24.661.487
Otros créditos	117.392	38.972	156.364
Total del activo no corriente	24.893.892	(76.041)	24.817.851
ACTIVO CORRIENTE
Otros créditos	2.406.325	-	2.406.325
Efectivo y equivalentes de efectivo	200.000	-	200.000
Total del activo corriente	2.606.325	-	2.606.325
Total del activo	27.500.217	(76.041)	27.424.176
PATRIMONIO NETO
Capital	200.000	-	200.000
Otros resultados integrales -
reserva conversión	-	(120.080)	(120.080)
Resultados no asignados	(52.448)	44.039	(8.409)
Total del patrimonio neto	147.552	(76.041)	71.511
PASIVOS
Otros pasivos	27.143.200	-	27.143.200
Deudas fiscales	89.150	-	89.150
Préstamos financieros	835	-	835
Deudas comerciales	119.480	-	119.480
Total del pasivo corriente	27.352.665	-	27.352.665
Total del pasivo	27.352.665	-	27.352.665
Total del patrimonio neto
y pasivo	27.500.217	(76.041)	27.424.176

Efectos de la transición a NIIF en UENSA

01/01/2016 31/12/2016

ACTIVO

Total del activo no corriente

16.708.854 459.306

6.099 17.174.259 15.328.383 2.653.105 (304.522) 17.676.966

ACTIVO NO CORRIENTE

Propiedad planta

Norma contable anterior

Reclasifi- cación

Efecto de la

transición

a NIIF NIIF

Norma contable anterior

Reclasifi- cación

Efecto de la

transición

a NIIF NIIF

y equipo 15.579 - 6.099 21.678

Otros créditos 16.693.275 459.306 - 17.152.581

12.637.762 - (304.522) 12.333.240

2.690.621 2.653.105 - 5.343.726

ACTIVO CORRIENTE

Otros créditos 32.687.713 (459.306) - 32.228.407

Efectivo y equivalentes

de efectivo 79.147 - - 79.147

Total del activo corriente 32.766.860 (459.306) - 32.307.554

Total del activo 49.475.714 - 6.099 49.481.813

52.909.267 (2.653.105) - 50.256.162

474.421 - - 474.421

53.383.688 (2.653.105) - 50.730.583

68.712.071 - (304.522) 68.407.549

01/01/2016 31/12/2016

Norma contable anterior

Efecto de la transición a NIIF

NIIF

Norma contable anterior

Efecto de la

transición

a NIIF NIIF

PATRIMONIO NETO

Capital 52.650.000 Otro resultado integral		-	52.650.000	52.650.000 - 52.650.000
reserva conversión	-	(84.568)	(84.568)	-	122.308	122.308
Resultados no asignados	(5.366.169)	90.667	(5.275.502)	(5.367.961)	(426.830)	(5.794.791)
Total del patrimonio neto	47.283.831	6.099	47.289.930	47.282.039	(304.522)	46.977.517
PASIVOS PASIVOS CORRIENTES
Otros pasivos	952.391	-	952.391	6.364.727	-	6.364.727
Deudas sociales	497.305	-	497.305	648.777	-	648.777
Deudas fiscales	88.748	-	88.748	25.712	-	25.712
Deudas comerciales	653.439	-	653.439	14.390.816	-	14.390.816
Total del pasivo corriente
y del pasivo	2.191.883	-	2.191.883	21.430.032	-	21.430.032
Total del patrimonio neto
y pasivo	49.475.714	6.099	49.481.813	68.712.071	(304.522)	68.407.549

Redondeo

Algunas cifras en el presente Prospecto (incluyendo porcentajes) y en nuestros estados financieros sufrieron ajustes de redondeo para facilitar su presentación. En concordancia, números presentados para la misma categoría en distintas tablas o partes de este Prospecto y en nuestros estados financieros pueden sufrir pequeñas variaciones, y los números presentados como totales en algunas tablas pueden no ser una suma aritmético de las categorías que lo preceden.

Información de la Economía, de la Industria y xxx Xxxxxxx

La información de la economía, de la industria y xxx xxxxxxx y otra información estadística utilizada en el presente Prospecto se basa en información publicada por entes gubernamentales de Argentina, tales como el Ministerio de Energía y Minería de la Nación, la Compañía

Administradora xxx Xxxxxxx Mayorista Eléctrico S.A. (“CAMMESA”), la Secretaría de Energía Eléctrica (“SEE”), el INDEC, el Ente Regulador de la Electricidad (“ENRE”), la Dirección General de Estadísticas y Censos, la Dirección Provincial de Estadísticas y Censos de la Provincia de San Xxxx y el Banco Central de la República Argentina (“BCRA”). Alguna información está basada en estimaciones, que derivan de información de la empresa y xx xxxxxxx independientes. Sin perjuicio que entendemos que las fuentes son confiables, no hemos verificado la información y no podemos garantizas su certeza o que este completa. Las previsiones en particular son susceptibles a ser inexactos, especialmente durante periodos largos de tiempo. Asimismo, no sabemos que asunciones fueron utilizadas en la preparación de los mencionadas previsiones. Asimismo, el presente Prospecto contiene información de un informe de la industria realizado a pedido nuestro a los fines de otorgar información sobre la industria y el mercado argentino, por el Xx. Xxxxxx X. Xxxxxx de G&G Energy Consultants, una empresa de investigación independiente.

Informe de Evaluación Técnica

Este Prospecto contiene un Informe de Evaluación Técnica, de fecha 00 xx xxxxx xx 0000, xxxxxxxxx xxx Xxxxxxx & Xxxxx, una consultora de ingeniera de amplia trayectoria, con significante experiencia en la industria energética global. Xxxxxxx & Xxxxx ha dado su consentimiento para la inclusión del Informe de Evaluación Técnica como Anexo A al presente Prospecto. El Informe de Evaluación Técnica no ha sido objeto de análisis o revisión de la CNV y es incluido únicamente como un elemento de análisis adicional para los potenciales inversores.

El Informe de Evaluación Técnica de Sargent & Xxxxx analiza aspectos técnicos, medioambientales y financieros de nuestras Centrales, incluido nuestros planes de expansión y conversión de las centrales. Nuestro Informe de Evaluación Técnica incluye un informe de nuestras Centrales y los documentos y acuerdos relacionados con nuestro negocio. Además, el Informe de Evaluación Técnica incluye la revisión de Sargent & Lundy’s de nuestro modelo financiero preparado por nuestra gerencia. El informe debe ser leído con anterioridad a la decisión del inversor de comprar cualquiera de las Obligaciones Negociables.

A los fines de preparar el presente Informe de Evaluación Técnica, Xxxxxxx & Xxxxx utilizó información, incluyendo estimativos y proyecciones, provistos por nosotros, entre la que se encontró información basada en asunciones sobre ciertos asuntos, muchos de los cuales no están bajo nuestro control. Deben tener presente que los resultados efectivos diferirán, quizás sustancialmente, de las estimaciones y proyecciones. Más aún, las conclusiones a las que arriba el Informe de Evaluación Técnica son afirmaciones a futuro, y consecuentemente los inversores están advertidos a no confiar completamente en esos. Bajo ninguna circunstancia, la inclusión de dichas afirmaciones futuras en el presente Prospecto deben tomarse como declaraciones o garantías nuestras, los Colocadores o cualquier otra persona en relación a las afirmaciones futuras o la certeza de las asunciones subyacentes, o que el Proyecto tendrá los resultados proyectados. Si los resultados efectivos son sustancialmente menos favorables de aquellos que se presentan, o si se demuestra que las asunciones que se utilizaron para preparar las estimaciones y proyecciones eran incorrectas, nuestra posibilidad de cumplir nuestras obligaciones bajo las Obligaciones Negociables puede verse sustancial y adversamente afectada. Debe verse “Declaraciones sobre Hechos Futuros” y “Factores de Riesgo” para mayor información. El Informe de Evaluación Técnica refleja la situación a la fecha de su redacción, la ocurrencia de hechos imprevistos o cualquier otro evento desde la fecha del informe que pueda tornar la información en imprecisa no se refleja en dicho informe.

El Informe de Evaluación Técnica identificó, entre otros, las siguientes observaciones y áreas clave a mejorar:

• Basándose en la revisión de los arreglos de ciclo simple, Xxxxxxx & Xxxxx cree que, dado que GE estará estrechamente involucrado en la O&M durante el primer año y se encargará de la capacitación del personal de las Co-Emisoras, la O&M no será un área de riesgo del proyecto. Además, cada proyecto ha firmado un acuerdo de servicio

contractual (“CSA”) con filiales de General Electric para el suministro de repuestos y la gestión de la revisión de las turbinas para el funcionamiento en ciclo simple. El alcance de estos contratos está bien definido y los costos están en línea con los estándares de la industria.

• Las Co-Emisoras esperan que MSU celebre un acuerdo de ingeniería, adquisición y construcción (“EPC”) con un contratista experimentado para expandir y convertir cada una de las tres centrales eléctricas en instalaciones de ciclo combinado de 250 MW (cada uno un “Proyecto” y, conjuntamente, los “Proyectos”). La expansión agregará 100 MW de capacidad de generación al incorporar una turbina de gas más y mediante la conversión de cada central de ciclo simple en una central de ciclo combinado con capacidad de 250 MW.

• Basándose en la documentación de los Proyectos disponible, Xxxxxxx & Xxxxx concluye que los términos contractuales esperados en el EPC y los acuerdos de operación y mantenimiento del proyecto de ciclo combinado (“O &M”) serán en general consistentes con las prácticas xx xxxxxxx actuales para un diseño conceptual de ciclo combinado. La revisión de los acuerdos de ciclo simple demostró la presencia, en gran medida, de los elementos que se requieren para minimizar los riesgos para el propietario de las centrales eléctricas, y se esperan acuerdos similares para el ciclo combinado.

• Basándose en un análisis de alto nivel y en una perspectiva técnica, los planes para el diseño de las centrales de energía disponibles parecen estar en línea con lo que se esperaría de instalaciones del tipo y tamaño similar. En ese sentido, el diseño técnico parece razonable. Se espera que el contratista EPC tenga experiencia en las conversiones de ciclos simples a ciclos combinados, y las centrales de ciclo simple originales se diseñaron para adaptarse a la expansión a ciclo combinado. Sin embargo, algunas preocupaciones han sido destacadas, tales como:

- A medida que los Proyectos progresen, se deberán desarrollar casos adicionales de balance de calor en diversas condiciones ambientales, condiciones de carga y representar operaciones para dimensionar con precisión el equipo principal de la central con diesel.

- Los planos de los Proyectos indican que se requieren compresores de gas combustible para la operación a gas natural. Si se requieren compresores de gas, se deberán agregar a los balances de calor y masa, y se deberá tener en cuenta las cargas auxiliares adicionales de los compresores.

- Las capacidades de los pozos de agua de los sitios deberá ser revisado debido al aumento en el uso de agua asociado con la expansión del ciclo combinado.

• Se obtuvieron todos los permisos y aprobaciones necesarios, o es inminente que se obtendrán, para la operación de ciclo simple en los tres sitios. Para el ciclo combinado, se esperan permisos adicionales para la conversión y modificación.

• En las tres centrales eléctricas, la respectiva Evaluación de Impacto Ambiental (“EIA”) concluye que las instalaciones de ciclo simple traerán aparejados impactos sociales positivos ampliamente dispersos en toda la comunidad, principalmente a través del empleo directo y el crecimiento económico general. Xxxxxxx & Xxxxx espera que estos impactos se apliquen también a las instalaciones de ciclo combinado. Los posibles impactos negativos de las centrales de ciclo simple están asociados con impactos en la tierra lo cual teniendo en cuenta un proyecto de construcción típico que involucra infraestructura incluyendo cambios permanentes en el paisaje, áreas de disposición temporal, excavación, impactos visuales del equipo, impactos en la calidad del aire y generación de desechos. Xxxxxxx & Xxxxx no ha remarcado ningún impacto negativo particularmente sobresaliente en ninguno de los tres sitios.

• Xxxxxxx & Xxxxx revisó el cronograma preliminar para el proyecto de conversión de ciclo combinado de General Xxxx, así como los términos y el modelo financiero de los PPA. Basándose en un análisis de alto nivel, los planes de conversión de ciclo combinado disponibles parecen estar en línea con lo que se esperaría de instalaciones similares. En general, el cronograma de construcción parece apropiado. Si bien en cualquier proyecto

pueden surgir problemas que podrían generar un aumento en los costos o retrasos en el cronograma, Xxxxxxx & Xxxxx identifica la coordinación del enlace del ciclo combinado como el principal riesgo para los Proyectos.

• Los valores de salida netos ofrecidos a CAMMESA se encuentran dentro de las capacidades de las centrales de ciclo combinado en sus ubicaciones respectivas para la temperatura y humedad relativa promedio. En caso de temperaturas más altas que el promedio, lo cual ocurre con un nivel de probabilidad del 10%, las centrales de energía xx Xxxxx Xxxxx y General Rojo podrían tener dificultades para cumplir con los requisitos de producción, especialmente en los meses xx xxxxxx. Todos los sitios tendrán un desafío creciente para cumplir con los requisitos de producción ya que los equipos de ciclo combinado se degradan con el tiempo. El análisis de Sargent & Xxxxx indica que la central xx Xxxxxx debería ser capaz de cumplir con los requisitos de producción incluso a un nivel en el cual la temperatura se encuentre dentro de la probabilidad del 10% mencionada anteriormente. Cada una de las centrales debería ser capaz de cumplir con los niveles de índice de calor ofrecidos a CAMMESA.

• En la revisión del modelo financiero preparado por las Co-Emisoras, Xxxxxxx & Xxxxx detectó que los aportes del modelo son consistentes con la información recibida como parte de la evaluación técnica de Sargent & Xxxxx y son razonables en comparación con los datos esperados para proyectos similares. Xxxxxxx & Xxxxx notó hallazgos y recomendaciones, descriptos en la Sección 6.5 del Informe de Evaluación Técnica:

- El desglose de los costos de capital dentro del modelo financiero no identifica explícitamente los costos del propietario para el desarrollo del Proyecto, los servicios de ingeniería o la supervisión del proyecto.

- Las suposiciones del costo del ciclo combinado se basan en un presupuesto conservador con una contingencia del 10%. Esta contingencia es apropiada para un proyecto de esta naturaleza.

- El Modelo Financiero necesita una interfaz más simplificada para facilitar el rendimiento del análisis de sensibilidad.

Modelo Financiero

Nuestra historia operativa y financiera es muy reciente. Nuestra Central General Rojo de propiedad de Río Energy y nuestra Central Xxxxxx de propiedad de UGEN obtuvieron la Aprobación Comercial de CAMMESA bajo los PPA y comenzaron a operar el 13 xx xxxxx de 2017 y el 29 de diciembre de 2017, respectivamente. Nuestra Central xx Xxxxx Xxxxx de propiedad de UENSA, comenzó su operación en relación a 45,8 MW de capacidad el 16 de enero de 2018 y esperamos que la central obtenga la Aprobación Comercial de CAMMESA respecto de la totalidad de capacidad en o con anterioridad a su Fecha Comprometida, es decir el 31 de enero de 2018. En esta sección, presentamos:

(i) Cálculos ilustrativos del flujo de caja operativo de doce meses basados en, entre otros factores, nuestras expectativas con respecto al rendimiento de nuestras centrales eléctricas y la ejecución de los planes de expansión y conversión a ciclo combinado y los términos de nuestros PPA y los PPA recientemente adjudicados, así como nuestra estimación de los costos y gastos relacionados con nuestras operaciones. Estos cálculos incluyen declaraciones a futuro y estimaciones, porque creemos que proporcionan información complementaria útil sobre nuestras expectativas para nuestros flujos de efectivo operativos futuros; y

(ii) ciertos datos financieros proyectados para cada año hasta el año 2025 basados, entre otros factores, en nuestros cálculos ilustrativos del flujo de efectivo operativo y nuestras estrategias actuales de negocio y crecimiento. Estas proyecciones incluyen declaraciones a futuro y estimaciones, porque creemos que brindan información útil sobre nuestras expectativas para nuestro negocio y desempeño financiero futuro (conjuntamente, el “Modelo Financiero”).

El Modelo Financiero se basa en nuestro conocimiento actual de hechos y circunstancias presentes, y en ciertas suposiciones sobre eventos futuros como se establece en las tablas presentadas más abajo y en otras partes de este Prospecto. El Modelo Financiero y los supuestos comerciales y financieros utilizados (los “Supuestos”) han sido revisados por Xxxxxxx & Xxxxx tal como se establece en el Informe de Evaluación Técnica que se adjunta como Anexo A de este Prospecto. Tal como se utiliza en este Prospecto, las estimaciones y proyecciones contenidas en el Modelo Financiero, incluidos los Supuestos, reflejan estimaciones actuales de buena fe sobre eventos futuros. Sin embargo, solo tenemos antecedentes operativos y resultados financieros limitados para formar una base confiable para nuestro conocimiento de los hechos y circunstancias actuales, por lo que pueden afectar nuestras estimaciones y proyecciones sobre eventos futuros. No debe asumir que nuestro desempeño futuro será consistente con la información financiera proyectada detallada en el Modelo Financiero o con nuestro limitado desempeño financiero y operativo histórico, o con el de otras compañías en la industria de generación de electricidad en Argentina o en otro lugar. Las declaraciones y estimaciones a futuro implican inherentemente riesgos e incertidumbres que harán que los resultados reales difieran, quizás materialmente, de nuestras expectativas y estimaciones. Advertimos a los posibles inversores que revisen cuidadosamente los diversos factores y variables asumidos en la formación de estas declaraciones y estimaciones a futuro. También advertimos a los posibles inversionistas que lean cuidadosamente, consideren y analicen los factores descritos en “Declaraciones sobre Hechos Futuros” y “Factores de Riesgo” en este Prospecto, ya que estos factores pueden en el futuro: (a) afectar (i) las declaraciones sobre hechos futuros y las estimaciones incluidas en el presente y/o (ii) nuestra capacidad para implementar nuestras estrategias comerciales y de crecimiento o nuestra capacidad para lograr nuestros resultados financieros y operativos esperados; y (b) causar que nuestros resultados operativos o financieros reales difieran materialmente de las estimaciones y proyecciones incluidas en el presente.

Nuestra gerencia cree que el Modelo Financiero ha sido preparado sobre una base razonable, reflejando sus mejores estimaciones, suposiciones y juicios actuales, y representa, según nuestro xxxx saber y entender, nuestro curso de acción esperado a la fecha del presente. Las declaraciones a futuro y las estimaciones sobre eventos futuros, incluida la información financiera proyectada y la otra información contenida en el Modelo Financiero, no deben ser consideradas, en todo o en parte, por los posibles inversores como un sustituto del juicio y la evaluación personal. Cualquier opinión, juicio, estimación o valoración expresada en el presente está sujeta a cambios sin previo aviso. No tenemos la intención de actualizar o revisar el Modelo Financiero para reflejar las circunstancias existentes posteriormente a la fecha de este Prospecto, incluso para reflejar la ocurrencia de eventos imprevistos o cambios en las condiciones económicas, regulatorias, industriales u otras, incluso si alguna de las suposiciones que se describen a continuación son errores.

En atención a lo expuesto y debido a que estamos sujetos a numerosos riesgos, incertidumbres y otros factores, incluidos los descritos en “Factores de riesgo” de este Prospecto, la decisión de invertir no debe basarse en las declaraciones a futuro y estimaciones y la otra información contenido en esta sección. Los resultados reales diferirán de los que figuran en esta sección, y las diferencias pueden ser significativas. Los potenciales inversores deben consultar a sus propios asesores legales, regulatorios, fiscales, comerciales, de inversión, financieros y contables, según lo consideren necesario, y deben tomar su decisión de invertir en las Obligaciones Negociables en función de su propio juicio y evaluación.

Cálculos ilustrativos del Flujo de Efectivo Operativo

El siguiente gráfico resume los componentes clave de los cálculos ilustrativos del flujo de caja operativo que se describen en detalle en las tablas a continuación.

Capacidad contratada promedio (MW)

Precio fijo por MW (mensual)

1. Ingresos fijos

= x

Contract Service Agreement (CSA) con General Electric (GE) con un plazo de un año

- a cargo del mantenimiento fijo, variable, a mayor y menor escala

- responsable del control de un ingeniero de GE en la central

2. Ingresos variables

Despacho promedio proyectado según Cammesa

Horas operativas anuales

Gastos

= x x

1. CSA con GE

x

Incluye principalmente los siguientes conceptos: seguro, mantenimiento, gastos generales y honorarios de auditores, letrados y asesores

Cantidad de empleados en la central

2. Personal

=

x x x

Costo promedio por empleado

Factor de disponibilidad de promedio anual

Capacidad con- tratada de GN

Precio por MW de GN

% de GN despachado

Capacidad con- tratada de gasoil

Precio por MW de gasoil

% de gasoil despachado

x x x

3. Otros gastos

Supuesto de Ciclo Simple

La siguiente tabla presenta nuestros cálculos ilustrativos de flujo de efectivo operativo para un período de 12 meses para nuestras tres centrales de energía asumiendo las condiciones de operación normales de las tres turbinas de gas en cada una de las tres centrales durante la totalidad de dicho período (y excluyendo cualquier capacidad de generación adicional que planeamos obtener mediante la adición de una turbina de gas por central y la conversión de nuestras centrales de ciclo simple a ciclo combinado):

General Rojo

Xxxxx Xxxxxxx (PPA 10 años) PPA

PPA

Xxxxxx

PPA

Xxxxx Xxxxx

Total

INGRESOS
Capacidad contratada promedio Gas Natural (MW)1	144,2	145,2	143,1	432,5
Capacidad contratada promedio Gasoil (MW) 1	142,7	143,7	141,8	428,2
Precio fijo por MW (US$ mensuales) 1	20.900	19.900	19.900	-
Factor de disponibilidad promedio anual 2	98%	98%	98%	-
Ingreso fijo (US$ anuales en millones) 3	35,4	34,0	3,5	102,9
Despacho promedio proyectado según el programa de Cammesa 4	68%	68%	68%	-
Capacidad contratada promedio de Gas Natural (MW) 5	144	145	143	432
% de Gas Natural despachado 6	60%	60%	60%	-
Ingreso por electricidad a Gas Natural despachado por hora (US$/MWh) 7	8,5	8,5	8,5	-
Ingreso variable por Gas Natural (US$ anuales en millones)	4,3	4,3	4,3	12,9
Capacidad contratada promedio de gasoil (MW) 8	143	144	142	429
% de gasoil despachado 9	40%	40%	40%	-
Ingreso por electricidad a gasoil despachada por hora (US$/MWh) 10	12,5	12,5	12,5	-
Ingreso variable por gasoil (US$ anuales en millones)	4,1	4,1	4,1	12,3
Ingreso variable (US$ anuales en millones)	8,4	8,5	8,4	25,3
Ingresos ilustrativos (US$ anuales en millones)	43,8	42,5	41,9	128,3
GASTOS
Contract Service Agreement (US$ en millones)11	(5,7)	(5,7)	(5,2)	(16,6)
Personal (US$ en millones) 12	(2,3)	(2,3)	(1,9)	(6,5)
Otros gastos (US$ en millones) 13	(3,9)	(3,8)	(4,7)	(12,4)
Total de gastos (US$ en millones)	(11,9)	(11,9)	(11,8)	(35,5)
Flujo neto de efectivo operativo antes de impuestos (US$ en millones)	31,9	30,7	30,1	92,7

1 Conforme se dispone en el PPA correspondiente.

2Asume un 98,6% y 98,2% del Factor de Disponibilidad por año para la generación de electricidad con gas natural y diésel, respectivamente. Atento que nuestra central de General Xxxx alcanzó la operación comercial el 13 xx xxxxx de 2017 al 31 de diciembre de 2017, su Factor de Disponibilidad ha sido 100% (excluyendo los cortes de servicio debidos a la prueba de rendimiento obligatoria bajo el EPC llevado a cabo en julio de 2017, el cual es una prueba que toda central eléctrica necesita realizar luego de alcanzar su fecha de operación comercial).

3 Asume una capacidad de generación promedio utilizando diésel y gas natural de 40% y 60%, respectivamente.

4 Despacho de electricidad promedio proyectada (basada en horas de despacho) para el período de 12 meses, conforme cálculos del programa V-Xxxxx, el cual es un software creado, usado y puesto a disposición por CAMMESA para simular la operación del sistema eléctrico argentino. Basado primeramente en la capacidad de generación, tasa de calor, combustible utilizado y punto de conexión del generador relevante, así como también la demanda y suministro proyectada del sistema eléctrico argentino, el programa V-Xxxxx estima las horas de despacho proyectadas para cada central eléctrica del generador relevante y el combustible utilizado para el despacho durante un período de 3 años relativo a niveles de despacho a niveles de la industria. Desde el comienzo de operaciones el 13 xx xxxxx de 2017 al 31 de diciembre de 2017, nuestro promedio de despacho en la Central de General Rojo fue del 35%, debido a temperaturas inusualmente altas durante los meses de invierno de los meses xx xxxxx, xxxxx y agosto de 2017, lo que

resultó en un menor despacho esperado durante este período debido a la demanda reducida de calor.5 Despacho de electricidad promedio proyectada (basada en horas de despacho) para el período de 12 meses, conforme cálculos del programa V-Xxxxx, el cual es un software creado, usado y puesto a disposición por CAMMESA para simular la operación del sistema eléctrico argentino. Basado primeramente en la capacidad de generación, tasa de calor, combustible utilizado y punto de conexión del generador relevante, así como también la demanda y suministro proyectada del sistema eléctrico argentino, el programa V-Xxxxx estima las horas de despacho proyectadas para cada central eléctrica del generador relevante y el combustible utilizado para el despacho durante un período de 3 años relativo a niveles de despacho a niveles de la industria. Desde el comienzo de operaciones el 13 xx xxxxx de 2017 al 31 de diciembre de 2017, nuestro promedio de despacho en la Central de General Rojo fue del 35%, debido a temperaturas inusualmente altas durante los meses de invierno de los meses xx xxxxx, xxxxx y agosto de 2017, lo que resultó en un menor despacho esperado durante este período debido a la demanda reducida de calor.

5 Disponibilidad de capacidad de generación contratada mensual promedio que utiliza gas natural como combustible, según lo estipulado en el PPA correspondiente.

6 Porcentaje de MWh de electricidad generada con gas natural, según lo estimó V-Xxxxx.

7 Basado en el precio por MWh de electricidad generada con gas natural, según lo estipulado en el PPA correspondiente.

8 Disponibilidad de capacidad de generación contratada mensual promedio que utiliza gasoil como combustible, según lo estipulado en el PPA correspondiente.

9 Porcentaje de MWh de electricidad generada con gasoil, según lo estimado por V-Xxxxx, programa utilizado por CAMMESA.

10 Basado en el precio por MWh de electricidad generada con gasoil, según lo estipulado en el PPA correspondiente.

11 Incluye principalmente los siguientes conceptos: servicios contratados con GE:(

a) costo de mantenimiento de U$S 78 por hora de despacho por turbina. El costo proyectado (i) con la Central utilizando gas natural resulta de multiplicar U$S 78 por 24 horas por 365 días por 0,68 (sesenta y ocho por ciento de despacho proyectado) por 3 (tres turbinas por Central) por 0,60 (sesenta por ciento de despacho con gas natural); y (ii) con la Central funcionando con diésel, resulta de multiplicar U$S 78 por 24 horas por 365 días por 0,68 (sesenta y ocho por ciento de despacho proyectado) por 3 (tres turbinas por Central) por 0,40 (cuarenta por ciento de despacho de diésel) por 1,4 (ratio de mantenimiento de diésel). El costo proyectado nominal es de aproximadamente U$S 1,6 millones por central durante un período de 12 meses.

(b) costo de mantenimiento trimestral de U$S 50 mil por turbina.

(c) costo único de ingeniero en campo de U$S 519 para cada una de nuestras centrales de General Xxxx y Xxxxxx. General Electric ha aceptado renunciar a dicho costo respecto de nuestra Central xx Xxxxx Xxxxx.

(d) provisión anual proyectada relacionada al costo de 25.000 horas mantenimiento de la parte caliente calculado conforme: (i) U$S 0,8 millones por gas natural (( U$S 1.865.236 (costo de inspección por turbina) / 25.000 (horas)) por 24 (horas) por 365 (días) por 0,68 (sesenta y ocho por ciento de despacho proyectado) por 0,60 (sesenta por ciento de despacho con gas natural) por 365 (días) por 0,68 (sesenta y ocho por ciento de despacho proyectado) por 0,40 (cuarenta por ciento de despacho con diesel) por 3 (tres turbinas) por 1,4 (incremento de costo debido al uso de diesel versus uso de gas natural)). La proyección estimada nominal anual es aproximadamente U$S 1,5 millones por Central durante el período de 12 meses.

(e) provisión anual proyectada relacionada al costo de 50.000 horas de inspección mayor total, lo que es calculado aplicando la misma fórmula aplicada para el cálculo de la provisión anual estimada relacionada al costo de 25.000 de inspección de la parte caliente de la cláusula (d) más arriba, considerando un costo de inspección mayor total de U$S 3.377.817 por turbina. La provisión anual estimada nominal es aproximadamente de U$S 1.3 millones por plante durante el período de 12 meses.

(f) un incremento del 2% por año para cada uno de los conceptos indicados en (a), (b), (d) y (e) más arriba.

12 Basado en los costos corrientes promedio por empleado multiplicado por nuestro número de empleados (35 por Central).

13 Fundamentalmente incluye seguros, ciertos conceptos de mantenimiento (tales como filtros, combustibles procesados y otros materiales), auditores y directores, honorarios legales y de consultores, impuestos locales y municipales e impuestos sobre débitos y créditos (0,65 por transacción).

Supuesto de Ciclo Combinado

La siguiente tabla presenta nuestros cálculos ilustrativos de flujo de efectivo operativo para un período de 12 meses para nuestras tres centrales de energía asumiendo que la capacidad de generación de cada una de nuestras tres centrales de energía se ha ampliado instalando una turbina de gas adicional y convirtiendo nuestras centrales de energía de ciclo simple en centrales de ciclo combinado (las fechas de operación comercial que estimamos se producirán en enero de 2020):

General Rojo

Ciclo Cerrado (Después de COD) 1 PPA

PPA

Xxxxxx

PPA

Xxxxx Xxxxx

Total

INGRESOS
Capacidad contratada promedio (MW)2	249	250	243	741
Precio fijo por MW (US$ mensuales) 3	20,053	19,437	19,694	-
Factor de disponibilidad promedio anual 4	98%	98%	98%	-
Ingreso fijo (US$ anuales en millones)	58,9	57,4	56,5	172,8
Despacho promedio proyectado según el
programa de Cammesa 5	90%	90%	90%	-
Capacidad contratada promedio
de Gas Natural (MW) 6	250	250	243	743
% de Gas Natural despachado 7	91%	92%	92%	-
Ingreso por electricidad a GN despachada
por hora (US$/MWh) 8	9,3	8,2	9,3	-
Ingreso variable por Gas Natural
(US$ anuales en millones)	16,5	14,5	16,1	47,1
Capacidad contratada promedio
de gasoil (MW) 9	248	249	242	739
% de gasoil despachado 10	9%	8%	8%	-
Ingreso por electricidad a gasoil
despachada por hora (US$/MWh) 11	7,6	7,6	7,7	-
Ingreso variable por gasoil
(US$ anuales en millones)	1,2	1,4	1,4	4,0
Ingreso variable
(US$ anuales en millones)	17,7	15,9	17,5	51,1
Margen suministro de combustible 12	6,8	6,7	6,7	20,2
Ingresos ilustrativos
(US$ anuales en millones)	83,5	80,0	80,6	244,1
GASTOS
Contract Service Agreement
(US$ anuales en millones) 13	(6,2)	(6,2)	(6,2)	(18,6)
Personal (US$ en millones) 14	(2,4)	(2,4)	(2,4)	(7,2)
Otros gastos (US$ en millones) 15	(6,3)	(7,2)	(7,6)	(21,1)
Total de gastos (US$ en millones)	(15,0)	(15,8)	(16,3)	(46,9)
Flujo neto de efectivo operativo antes
de impuestos (US$ en millones)	68,5	64,1	64,4	197,0

1 A pesar de que la fecha de operación comercial comprometida bajo los PPA recientemente adjudicados para nuestra capacidad adicional de generación resultante de nuestros planes de expansión y conversión a ciclo combinado es durante el primer semestre de 2020, esperamos completar y alcanzar la fecha de operación comercial para dicha capacidad expandida planeada para junio de 2020.

2 Conforme se dispone en el PPA aplicable y en el PPA recientemente adjudicado. Capacidad contratada promedio mensual que asume una capacidad promedio pesada utilizando gas natural y diésel del 92% y 8% respectivamente.

3 Conforme se dispone en el PPA aplicable y en el PPA recientemente adjudicado.

4 Asume un factor de Disponibilidad Contractual del 99% por año para la generación de electricidad con gas natural y diésel, respectivamente. Atento que nuestra central de General Xxxx alcanzó la operación comercial el 13 xx xxxxx de 2017 al 31 de diciembre de 2017, su Factor de Disponibilidad ha sido 100% (excluyendo los cortes de servicio debidos a la prueba de rendimiento obligatoria bajo el EPC llevado a cabo en julio de 2017, el cual es una prueba que toda central eléctrica necesita realizar luego de alcanzar su fecha de operación comercial).

5 Despacho de electricidad promedio proyectado para cada planta (basado en horas de despacho) para el período de 12 meses conforme cálculos del programa V- Xxxxx utilizado por CAMMESA. Véase Nota 3 en el Supuesto de Ciclo Simple más arriba.

6 Disponibilidad de capacidad de generación contratada mensual promedio que utiliza gas natural como combustible, según lo estipulado en el PPA correspondiente y en el PPA recientemente adjudicado.

7 Porcentaje de MWh de electricidad generada con gas natural, según lo estimó V-Xxxxx, programa utilizado por CAMMESA.

8 Basado en el precio por MWh de electricidad generada con gas natural, según lo estipulado en el PPA correspondiente y en el PPA recientemente adjudicado.

9 Disponibilidad de capacidad de generación contratada mensual promedio que utiliza gasoil como combustible, según lo estipulado en el PPA correspondiente.

10 Porcentaje de MWh de electricidad generada con gasoil, según lo estimado por V-Xxxxx.

11 Basado en el precio por MWh de electricidad generada con gasoil, según lo estipulado en el PPA correspondiente y en el PPA recientemente adjudicado.

12 Comenzando en la fecha de operación comercial de nuestra capacidad de generación expandida resultante de nuestra conversión

a ciclo combinado (lo cual es esperado para enero 2020), seremos requeridos de procurar el combustible para nuestras centrales térmicas bajo la totalidad de nuestros PPAs (en lugar de que CAMMESA provea el combustible conforme lo dispuesto en los PPAs de ciclo simple), y tendremos el derecho de recuperar los costos de CAMMESA basados en ciertos precios de combustible de referencia determinado por CAMMESA. Esperamos que exista un margen favorable entre el precio al cual compramos combustible conforme los acuerdos de suministro de gas a largo plazo y el precio al cual los costos de combustible son reintegrados por CAMMESA (margen de procuración neta de combustible), y este margen positivo proyectado es reflejado en ingresos como un aumento que esperamos será

de aproximadamente U$S 20 millones en nuestros ingresos proyectados para cada año de 2020 a 2025. Este margen podría variar basado en los precios a los cuales podremos obtener suministro de gas natural a largo plazo y montos de despacho de electricidad y gas por ventas spot (y la diferencia entre compra de gas natural contratadas y el monto de gas consumido basado en dicho despacho). Véase “Factores de Riesgo – Riesgos relacionados al sector eléctrico argentino – nuestra habilidad de generar electricidad depende de la disponibilidad de gas natural y las fluctuaciones de suministro o el precio del gas podrían verse afectar materialmente nuestros resultados de operaciones”.

13 Incluye principalmente los siguientes conceptos: servicios contratados con GE:

(a) costo de mantenimiento de U$S 67 por hora de despacho por turbina. El costo proyectado (i) con la planta utilizando gas natural resulta de multiplicar $ 25 por 24 horas por 365 días por 0,90 (noventa por ciento de despacho proyectado) por 4 (cuatro turbinas por planta) por 0,92 (noventa y dos ciento de despacho con gas natural); y (ii) con la planta funcionando con diésel, resulta de multiplicar $ 25 por 24 horas por 365 días por 0,90 (noventa por ciento de despacho proyectado) por 4 (cuatro turbinas por planta) por 0,08 (ocho por ciento de despacho de diésel) por 1,4 (ratio de mantenimiento de diésel). El costo proyectado nominal es de aproximadamente U$S 2.182.278 millones por central durante un período de 12 meses.

(b) costo de mantenimiento trimestral de U$S 39.000 por turbina.

(c) provisión anual proyectada relacionada al costo de 25.000 horas mantenimiento de la parte caliente calculado conforme: (i) U$S 1.082.326 millones por gas natural (( U$S 1.865.236 (costo de inspección por turbina) / 25.000 (horas)) por 24 (horas) por 365 (días) por 0,90 (noventa por ciento de despacho proyectado) por 0,98 (noventa y ocho por ciento de despacho con gas natural) por 4 (cuatro turbinas)); (ii) U$S 131.761 para diésel (( U$S 1.865.236 (costo por inspección por turbina) / 25.000 horas)) por 24 horas por 365 días por 0,90 (noventa por ciento despacho proyectado) por 0,08 (ocho por ciento de despacho con diésel) por 4 (cuatro turbinas) por 1,4 (incremento de costos debido a la utilización de diésel versus gas natural)). La provisión estimada nominal anual es aproximadamente de U$S 1.215.088 millones por planta durante el período de 12 meses.

(d) provisión anual proyectada relacionada al costo de 50.000 horas de inspección mayor total, lo que es calculado aplicando la misma fórmula aplicada para el cálculo de la provisión anual estimada relacionada al costo de 25.000 de inspección de la parte caliente de la cláusula (c) más arriba, considerando un costo de inspección mayor total de U$S 3.377.817 por turbina. La provisión anual estimada nominal es aproximadamente de U$S 2.198.631 millones por plante durante el período de 12 meses.

(e) un incremento del 2% por año para cada uno de los conceptos indicados en (a), (b), (c) y (d) más arriba.

14 Basado en los costos corrientes promedio por empleado multiplicado por nuestro número de esperado de empleados (117 por planta).

15 Fundamentalmente incluye seguros, ciertos conceptos de mantenimiento (tales como filtros, combustibles procesados y otros materiales), auditores y directores, honorarios legales y de consultores, impuestos locales y municipales e impuestos sobre débitos y créditos (0,6 por transacción).

A continuación presentamos el Modelo Financiero, el cual incluye notas con supuestos clave (ver también notas a las tablas en “Cálculos Ilustrativos del Flujo de Efectivo de Operación”), con respecto a los años 2018-2025.

XXXxXXXXXXXX XX 00 XX XXXXXXXXX,

0000 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Información operativa
Ingresos1,2	131,953	152,135	238,816	244,179	244,259	244,259	244,461	246,417
Gastos	(38,416)	(41,329)	(54,048)	(47,225)	(44,570)	(44,637)	(49,520)	(52,495)
Otra información proyectada:
EBITDA3	93,538	110,806	184,768	196,955	199,689	199,622	194,941	193,922
Cash Flow Operativo 4	114,905	147,106	211,709	213,809	212,081	178,061	141,018	165,135
Inversiones 5	(190,418)	(18,579)	(503,881)	(8,521)	—	—	—	—
Free Cash Flow 6	(75,512)	128,528	(292,172)	205,288	212,081	178,061	141,018	165,135
Deuda Financiera Total (fin del período)7	563,750	563,750	842,984	737,328	563,750	563,750	563,750	90,000
Caja (fin del período)8	50,174	137,452	67,630	104,548	92,329	229,140	328,908	13,417
Deuda Neta (fin del período)	513,576	426,298	775,355	632,780	471,421	334,610	234,842	76,583
Ratio deuda
Financiera/EBITDA	6.0x	5.1x	4.6x	3.7x	2.8x	2.8x	2.9x	0.5x
Ratio Deuda Neta/ EBITDA	5.5x	3.8x	4.2x	3.2x	2.4x	1.7x	1.2x	0.4x

(en miles de dólares, excepto ratios)

proyectada:

suplementaria

1 Asumiendo que la expansión de la capacidad de generación de nuestras centrales se completará de la siguiente manera: (a) la fecha de operación comercial de la cuarta turbina de gas que se instalará en nuestras centrales eléctricas Xxxxxx y Xxxxx Xxxxx será el 0 xx xxxxx xx 0000, (x) xx fecha de operación comercial de la cuarta turbina de gas que se instalará en nuestra planta General Rojo será el 1 de enero de 2019, y (c) la finalización (y la fecha de operación comercial) de nuestra conversión a ciclo combinado será en enero de 2020. Esperamos que todas las expansiones aumenten nuestros ingresos de manera significativa. Aunque las fechas de operación comercial comprometidas de los PPA recientemente otorgadas para nuestra capacidad de generación adicional como resultado de nuestra expansión planeada y nuestros planes de conversión de ciclo combinado son durante la primera mitad de 2020, esperamos completar y cumplir con la fecha de operación comercial para dicha capacidad ampliada planeada para enero de 2020.

2 A partir de la fecha de operación comercial de nuestra capacidad de generación ampliada resultante de nuestra conversión a ciclo combinado (que esperamos para enero de 2020), tendremos que procurarnos el combustible para nuestras centrales de energía en atención a nuestros PPA (en lugar de que CAMMESA proporcione el combustible tal como se contempla en los PPA de ciclo simple actuales), y tendremos derecho a recuperar los costos de CAMMESA en función de ciertos precios de combustible de referencia determinados por CAMMESA. Esperamos que exista un margen favorable entre el precio al que compramos el combustible de conformidad con un contrato de suministro de gas a largo plazo y el precio al que CAMMESA reembolsará los costos de combustible (margen neto de adquisición de combustible), y este margen de resultado positivo proyectado se refleja en los ingresos en un aumento que estimamos será de aproximadamente U$S 20 millones en nuestros ingresos proyectados para cada año entre 2020 y 2025. Este margen puede variar en función de los precios a los que podemos obtener el suministro de gas a largo plazo y el gas en el mercado spot y el monto de despacho de electricidad (y la diferencia entre la compra de gas contratado y la cantidad de gas consumido en función de dicho despacho). Ver “Factores de riesgo - Riesgos relacionados con el sector eléctrico argentino: Nuestra capacidad de generar energía depende de la disposición de gas natural, y la fluctuación en el precio del gas y en el suministro de gas puede afectar sustancialmente el resultado de nuestras operaciones”.

3 Refleja los ingresos menos los gastos y no incluye la depreciación y amortización, los gastos por intereses, las ganancias financieras y el impuesto a las ganancias. Esta definición de EBITDA es diferente de la definición de EBITDA Combinado utilizado en “Descripción de las Obligaciones Negociables” o EBITDA Ajustado utilizado en otro lugar de este Prospecto. Ver “Información Relevante - Información sin utilizar las normas NIIF”.

4 Refleja los ingresos (más IVA) menos los gastos en efectivo de CSA (Contrato de Servicio) (más IVA), gastos de personal, impuestos a las ganancias y otros gastos (más IVA). Los flujos de efectivo anuales de IVA positivo mencionados en la oración anterior cesarán una vez que el crédito del IVA resultante de nuestros gastos de capital de inversión se haya compensado en su totalidad.

5 Asume las siguientes inversiones de capital para los siguientes años:

a) 2018: saldo de financiación de proveedores (principalmente GE) para la construcción de nuestras centrales eléctricas de ciclo simple, más los impuestos a la importación y el IVA asociados a la importación de equipos y honorarios de consultoría en materia de interconexión, licencias y obras in situ en relación con la expansión y conversión de ciclo combinado de nuestras plantas.

b) 2019: impuestos a la importación e IVA asociados con la importación de equipos y honorarios de consultoría relacionados con interconexión, licencias y obras in situ en relación con la expansión y conversión de ciclo combinado de nuestras centrales.

c) 2020: pago de financiamiento a proveedores por la expansión y conversión de ciclos combinados de nuestras plantas más honorarios de consultoría asociados a interconexión, licencias y obras in situ (como estudios ambientales, estudios eléctricos, entre otros) relacionadas.

d) 2021: principalmente compra de repuestos para equipos en nuestras centrales de energía.

6 Refleja el flujo de caja operativo menos los gastos de capital.

7 Asume que por el presente se ofrecen obligaciones negociables por US$[650] millones. Excluyendo, deuda comercial que son obligaciones bajo los contratos de compra de equipos, contratos de ingeniera, diseño y construcción, o cualquier otro documento relacionado con la conversión de nuestras centrales a centrales de ciclo combinado. Nuestra intención es refinanciar la deuda comercial y otras obligaciones con deuda financiera en 2020 (cuatro meses después de alcanzar el inicio de la operación comercial para nuestra expansión en la capacidad de generación de energía, mediante la conversión de una central de cinco simple a una central de ciclo combinado), lo que explica nuestro incremento en nuestra deuda financiera total al 31 de diciembre de 2020 y de ahí en adelante.

8 Refleja liquidez al final del año anterior más fondos de libre disponibilidad durante el periodo más nueva deuda financiera incurrida menos deuda financiera cancelada menos gastos por deuda financiera y gastos relacionados con intereses (incluyendo el IVA correspondiente). Los gastos de intereses financieros son gastos de intereses en el total de la deuda financiera. Asumimos una tasa de interés promedio de 7,5%. Un aumento o disminución del 10% del promedio de la tasa de interés que pagaremos por nuestra deuda financiera, tendrá un aumento o disminución, respectivamente, en nuestros intereses financieros de aproximadamente US$4,1 millones por año.[1]

9 Refleja una deuda financiera total menos fondos líquidos y fondos líquidos equivalentes. Excluye deuda financiera, que son obligaciones

Ver “Cálculos Ilustrativos del Flujo de Efectivo de Operación” más arriba para obtener más información sobre los supuestos clave que subyacen a nuestro Modelo Financiero.

INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA DE RÍO ENERGY

Las siguientes tablas presentan la información contable seleccionada de RÍO ENERGY Sociedad Anónima, respecto de cada uno de los períodos indicados. La información deberá ser leída en forma conjunta con los estados financieros incluidos en el presente Prospecto, así como también con la información incluida en las secciones denominadas “Presentación de Información Contable y de otra Naturaleza” y “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co- Emisoras” contenidas en el presente Prospecto.

Los estados financieros intermedios de la Co Emisora al 30 de septiembre de 2017, incluidos en el Prospecto se presentan de acuerdo a las Normas Internaciones de Información Financiera (NIIF), los mismos han sido emitidos con fecha 8 de noviembre de 2017. En relación a la información incluida en el prospecto referida a los resultados de ejercicio irregular finalizado el 31 de diciembre de 2016, al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de 2016 y al ejercicio finalizado el 30 xx xxxxx de 2015 los estados contables han sido emitidos de acuerdo a los principios de contabilidad generalmente aceptados en Argentina (“PCGA argentinos”), dichos estados contables han sido emitidos el 28 xx xxxxx de 2017, el 11 xx xxxxx de 2016 y el 20 xx xxxxxx de 2015, respectivamente.

Información sobre el estado de resultados y otros resultados integrales

	30/09/2017 (Por período de 9 meses) 1	31/12/2016 (Ejercicio irregular de 6 meses) 2	30/06/2016 (Ejercicio regular de 12 meses) 2	30/06/2015 (Ejercicio regular de 12 meses) 2
Ventas netas	212.100.858	-	-	-
Costo de venta	(95.380.458)	-	-	-
Ganancia Bruta	116.720.400	-	-	-
Gastos de administración	(27.654.318)	(6.576.833)	(1.970.705)	(1.084.603)
Ganancia (pérdida) operativa	89.066.082	(6.576.833)	(1.970.705)	(1.084.603)
Ingresos y egresos financieros – netos	(34.677.161)	5.086.412	3.139.077	(316)
Ganancia (pérdida) antes de impuesto a las ganancias	54.388.921	(1.490.421)	1.168.372	(1.084.919)
Impuesto a las ganancias – beneficio (pérdida)	( 19.263.727)	521.647	(408.930)	379.722
Ganancia (pérdida) del período	35.125.194	(968.774)	759.442	(705.197)
Otros resultados integrales

Ítems que no se van a revertir contra resultados en el futuro

Diferencia por conversión	20.008.644	-	-	-
Impuesto diferido	721.914	-	-	-

Otros resultados integrales del período

20.730.558 - - -

Ganancia integral del período 55.855.752 - - -

1 Resultados de acuerdo a los estados financieros intermedios al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000xxxxxxxx emitidos de acuerdo a las NIIF.

2 Resultados que surgen de los estados contables emitido en cada uno de estos cierres de acuerdo a normas contables argentinas.

Información sobre el estado de situación financiera

	30/09/2017 1	31/12/20161	01/07/20161	30/06/2015 2
ACTIVO
ACTIVO NO CORRIENTE
Propiedad, planta y equipo	2.539.081.147	1.222.004.241	-	-
Activo por impuesto diferido	-	1.243.564	-	386.176
Total del activo no corriente	2.539.081.147	1.223.247.805	-	386.176
ACTIVO CORRIENTE
Otros créditos	336.233.887	180.938.181	3.962.335	697.929
Cuentas por Cobrar	127.191.780	-	-	-
Inversiones	-	16.216.071	-	-
Caja y equivalentes de efectivo	28.573.373	20.271.656	160.933	160.394
Total del activo corriente	491.999.040	217.425.908	4.123.268	858.323
Total del activo	3.031.080.187	1.440.673.713	4.123.268	1.244.499
PATRIMONIO
Capital social	224.457.000	224.457.000	1.122.500	1.122.500
Reserva legal	37.972	37.972	-	-
Reserva facultativa	4.287	4.287	-	-
Resultados no asignados	2.180.787	(32.944.407)	(533.763)	(717.183)
Otros resultados integrales -
reserva por conversión	55.264.028	34.533.470	576.022	-
Total del Patrimonio	281.944.074	226.088.322	1.164.759	405.317
PASIVO
PASIVO NO CORRIENTE
Pasivo por impuesto diferido	18.742.077	-	-	-
Préstamos financieros	488.143.583	482.057.905	-	-
Total del pasivo no corriente	506.885.660	482.057.905	-	-
PASIVO CORRIENTE
Préstamos financieros	288.472.317	98.488.555	-	-
Otros pasivos	5.120.806	7.631.173	2.770.207	690.207
Deudas sociales	7.535.069	3.237.080	156.702	148.975
Deudas fiscales	387.475	1.019.739	29.895	-
Cuentas por pagar	1.940.734.786	622.150.939	1.705	-
Total del pasivo corriente	2.242.250.453	732.527.486	2.958.509	839.182
Total del pasivo	2.749.136.113	1.214.585.391	2.958.509	839.182
Total del pasivo
y del patrimonio	3.031.080.187	1.440.673.713	4.123.268	1.244.499

1 Situación financiera de acuerdo a los estados financieros intermedios al 30 de septiembre de 2017 adjuntos emitidos de acuerdo a las NIIF.

2 Situación financiera de acuerdo a los estados financieros al 31 de Diciembre de 2015 adjuntos emitidos de acuerdo a los Principios

de contabilidad.

Indicadores Financieros

A continuación se exponen indicadores financieros considerados relevantes para el análisis de la evolución de la Sociedad, con información correspondiente al período finalizado el 30 de septiembre de 2017 comparativo al 31 de diciembre de 2016, 0 xx xxxxx xx 0000 x 00 xx

xxxxx de 2016.

ÍNDICES RELEVANTES 30/09/2017

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	281.944.074	10.26%
	Pasivo Total	2.749.136.113
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	491.999.040	21,94%
	Pasivo Corriente	2.242.250.453
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	2.539.081.147	83,77%
	Activo Total	3.031.080.187
RENTABILIDAD	Resultado del período	55.855.752	19,81% 1
	Patrimonio Neto	281.944.074

31/12/2016

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	226.088.322	18,61%
	Pasivo Total	1.214.585.391
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	217.425.908	29,68%
	Pasivo Corriente	732.527.486
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	1.223.247.805	84,91%
	Activo Total	1.440.673.713
RENTABILIDAD	Resultado del período	(968.774) 2	-0,43% 1
	Patrimonio Neto	226.088.322

01/07/2016

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	1.164.759	39,37%
	Pasivo Total	2.958.509
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	4.123.268	139,37%
	Pasivo Corriente	2.958.509
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	-	-
	Activo Total	4.123.268
RENTABILIDAD	Resultado del período	759.442 2	65,20% 1
	Patrimonio Neto	1.164.759

ÍNDICES RELEVANTES 30/06/2015

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	405.317	48,30%
	Pasivo Total	839.182
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	858.323	102,28%
	Pasivo Corriente	839.182
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	386.176	31.03%
	Activo Total	1.244.499
RENTABILIDAD	Resultado del período	(705.197)	-173,99% 1
	Patrimonio Neto	405.317

1 No resulta relevante a los fines informativos, considerando la Sociedad aún no se encuentra en su fase operativa.

2 Resultados que surgen de los estados contables emitidos de acuerdo a normas contables argentinas.

INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA DE UGEN

Las siguientes tablas presentan la información contable seleccionada de UGEN Sociedad Anónima, respecto de cada uno de los períodos indicados. La información deberá ser leída en forma conjunta con los estados financieros incluidos en el presente Prospecto, así como también con la información incluida en las secciones denominadas “Presentación de Información Contable y de otra Naturaleza” y “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co- Emisoras” contenidas en el presente Prospecto.

Los estados financieros intermedios de la Co Emisora al 30 de septiembre de 2017, incluidos en el Prospecto se presentan de acuerdo a las NIIF, los mismos han sido emitidos con fecha 8 de noviembre de 2017. En relación a la información incluida en el Prospecto referida a los resultados de ejercicio irregular finalizado el 31 de diciembre de 2016 los estados contables han sido emitidos de acuerdo a los PCGA argentinos, dichos estados contables han sido emitidos el 28 xx xxxxx de 2017 y el 11 xx xxxxx de 2016 respectivamente.

Información sobre el estado de resultados y otros resultados integrales

30/09/2017 31/12/2016

(Ejercicio irregular

(Por 9 meses)1 de 251 días) 2

Gastos de administración (1.158.002) (80.690)

(80.690)

(1.158.002)

Pérdida operativa

Ingresos y egresos financieros - netos (21.291.306) -

(80.690)

(22.449.308)

Pérdida antes de impuesto a las ganancias

Impuesto a las ganancias (4.415.831) 28.242

(52.448)

(26.865.139)

Pérdida del período

Otros resultados integrales

Ítems que no se van a revertir contra resultados en el futuro

Diferencia por conversión	1.853.011 -
Impuesto diferido	(36.849) -

Otros resultados integrales del período 1.816.162 -

Resultado integral del período (pérdida) (25.048.977) -

1 Resultados de acuerdo a los estados financieros intermedios al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000xxxxxxxx emitidos de acuerdo a las NIIF.

2 Resultados que surgen de los estados contables emitidos en cada uno de estos cierres de acuerdo a los Principios de contabilidad.

Información sobre el estado de situación financiera

	30/09/2017 1	31/12/2016 1
ACTIVO ACTIVO NO CORRIENTE
Propiedad, planta y equipo	2.252.453.512	24.661.487
Otros créditos	255.410.941	156.364
Total del activo no corriente	2.507.864.453	24.817.851
ACTIVO CORRIENTE
Otros créditos	254.402.004	2.406.325
Caja y equivalentes de efectivo	169.437.649	200.000
Total del activo corriente	423.839.653	2.606.325
Total del activo	2.931.704.106	27.424.176
PATRIMONIO
Capital social	70.046.000	200.000
Resultados no asignados	(26.873.548)	(8.409)
Otros resultados integrales - reserva por conversión	1.696.082	(120.080)
Total del Patrimonio	44.868.534	71.511
PASIVO PASIVO NO CORRIENTE
Pasivo por impuesto diferido	4.385.466	-
Préstamos financieros	2.527.316.622	-
Total del pasivo no corriente	2.531.702.088	-
PASIVO CORRIENTE
Préstamos financieros	237.697.907	835
Otros pasivos	15.498.748	27.143.200
Deudas sociales	641.511	-
Deudas fiscales	44.059	89.150
Cuentas por pagar	101.251.259	119.480
Total de pasivo corriente	355.133.484	27.352.665
Total del pasivo	2.886.835.572	27.352.665
Total de pasivo y del patrimonio	2.931.704.106	27.424.176

1 Situación financiera de acuerdo a los estados financieros intermedios al 30 de septiembre de 2017 adjuntos emitidos de acuerdo a las NIIF.

Indicadores Financieros

A continuación se exponen indicadores financieros considerados relevantes para el análisis de la evolución de la Sociedad, con información correspondiente al período finalizado el 30 de septiembre de 2017 comparativo al 31 de diciembre de 2016.

ÍNDICES RELEVANTES 30/09/2017

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	44.868.534	1,55%
	Pasivo Total	2.886.835.572
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	423.839.653	119,35%
	Pasivo Corriente	355.133.484
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	2.507.864.453	85,54%
	Activo Total	2.931.704.106
RENTABILIDAD	Resultado del período	(25.048.977)	-55,83% 1
	Patrimonio Neto	44.868.534

31/12/2016

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	71.511	0,26%
	Pasivo Total	27.352.665
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	2.606.325	9,53%
	Pasivo Corriente	27.352.665
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	24.817.851	90,50%
	Activo Total	27.424.176
RENTABILIDAD	Resultado del período	(52.448) 2	-73,34% 1
	Patrimonio Neto	71.511

1 No resulta relevante a los fines informativos, considerando la Sociedad aún no se encuentra en su fase operativa.

2 Resultados que surgen de los estados contables emitidos de acuerdo a normas contables argentinas.

INFORMACIÓN FINANCIERA SELECCIONADA DE UENSA

Las siguientes tablas presentan la información contable seleccionada de UENSA, respecto de cada uno de los períodos indicados. La información deberá ser leída en forma conjunta con los estados financieros incluidos en el presente Prospecto, así como también con la información incluida en las secciones denominadas “Presentación de Información Contable y de otra Naturaleza” y “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras” contenidas en el presente Prospecto.

Los estados financieros intermedios de la Co Emisora al 30 de septiembre de 2017, incluidos en el Prospecto se presentan de acuerdo a las NIIF, los mismos han sido emitidos con fecha 8 de noviembre de 2017. En relación a la información incluida en el Prospecto referida a los resultados de ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2016, 2015 y 2014 han sido emitidos de acuerdo a los PCGA argentinos, dichos estados contables han sido emitidos el 9 xx xxxxx de 2017, 00 xx xxxxx xx 0000 x 0 xx xxxxxxxxx de 2014.

Información sobre el estado de resultados y otros resultados integrales

30/09/2017

(Por período de 9 meses)1

31/12/2016

(Ejercicio regular de 12 meses)2

31/12/2015

(Ejercicio regular de 12 meses)2

31/12/2014

(Ejercicio regular de 12 meses)2

Gastos de administración (2.360.401) (5.165.782) (8.064.100) (1.689.525)

Pérdida operativa

(2.360.401)

(5.165.782)

(8.064.100)

(1.689.525)

Ingresos y egresos

financieros - netos (40.165.201) 5.163.026 2.637.599 (95.529)

Pérdida antes

de impuesto a las ganancias

(42.525.602)

(2.756)

(5.426.501)

(1.785.054)

(1.160.285)

(3.816.590)

(1.792)

(46.947.509)

Pérdida del período / ejercicio

Impuesto a las ganancias (4.421.907) 964 1.609.911 624.769

Ítems que no se van a revertir contra resultados en el futuro Diferencia por conversión 6.112.677

Impuesto diferido 493.404

-

-

-

-

-

-

Otros resultados integrales

Otros resultados integrales

del período 6.606.081 - - -

Ganancia integral del período (Pérdida)
(40.341.428)
-
-
-

1 Resultados de acuerdo a los estados financieros intermedios al 30 de septiembre de 2017 adjuntos emitidos de acuerdo a las NIIF.

2 Resultados que surgen de los estados contables emitido en cada uno de estos cierresde acuerdo a los Principios de contabilidad.

Información sobre el estado de situación financiera

Indicadores Financieros

A continuación se exponen indicadores financieros considerados relevantes para el análisis de la evolución de la Sociedad, con información correspondiente al período finalizado el 30 de septiembre de 2017 comparativo al 31 de diciembre de 2016, 1 de enero de 2016 y 31 de

diciembre de 2014.

ÍNDICES RELEVANTES 30/09/2017

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	41.256.089	1,43%
	Pasivo Total	2.893.503.043
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	420.537.894	146,34%
	Pasivo Corriente	287.372.263
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	2.514.221.238	85,67%
	Activo Total	2.934.759.132
RENTABILIDAD	Resultado del período	(40.341.428)	-97,78% 1
	Patrimonio Neto	41.256.089

31/12/2016

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	46.977.517	219,21%
	Pasivo Total	21.430.032
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	50.730.583	236,73%
	Pasivo Corriente	21.430.032
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	17.676.966	25,84%
	Activo Total	68.407.549
RENTABILIDAD	Resultado del período	(1.792) 2	-0,004% 1
	Patrimonio Neto	46.977.517

01/01/2016

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	47.289.930	2157,50%
	Pasivo Total	2.191.883
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	32.307.554	1473,96%
	Pasivo Corriente	2.191.883
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	17.174.259	34,71%
	Activo Total	49.481.813
RENTABILIDAD	Resultado del período	(3.816.590) 2	-8,07% 1
	Patrimonio Neto	47.289.930

31/12/2014

Índice	Determinación	Importe	Unidad Índice
SOLVENCIA	Patrimonio	51.100.421	3. 533,30%
	Pasivo Total	1.446.251
LIQUIDEZ CORRIENTE	Activo Corriente	1.222.921	101,11%
	Pasivo Corriente	1.209.464
INMOVILIZACION INMEDIATA	Activo No Corriente	51.323.751	97,67%
	Activo Total	52.546.672
RENTABILIDAD	Resultado del período	(1.160.285)	-2,27% 1
	Patrimonio Neto	51.100.421

1 No resulta relevante a los fines informativos, considerando la Sociedad aún no se encuentra en su fase operativa.

2 Resultados que surgen de los estados contables emitidos de acuerdo a normas contables argentinas.

CAPITALIZACIÓN DE RÍO ENERGY

En la siguiente tabla se consigna nuestra tenencia de efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de Río Energy Sociedad Anónima conforme a las NIIF al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000.

Xx xxxxx se encuentra calificada en su totalidad por referencia a los siguientes apartados y deberá leerse conjuntamente con ellos: “Presentación de Información Contable y de otra Naturaleza”, “Razones para la Oferta y Destino de los Fondos”, “Información Contable Seleccionada”, “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras” y los estados financieros incluidos en el presente Prospecto.

30/09/2017 31/12/2016 01/07/2016 30/06/2015

PATRIMONIO

Capital social 224.457.000 224.457.000 1.122.500 1.122.500

Reserva legal 37.972 37.972 - -

Reserva facultativa 4.287 4.287 - -

Otros resultados integrales -

reserva por conversión	55.264.028	34.533.470	576.022	-
Resultados no asignados	2.180.787	(32.944.407)	(533.763)	(717.183)
Total Patrimonio	281.944.074	226.088.322	1.164.759	405.317
ENDEUDAMIENTOS Deuda a largo plazo
Préstamos financieros	488.143.583	482.057.905	-	-
Deuda a largo plazo total	488.143.583	482.057.905	-
Deuda de corto plazo
Préstamos bancarios	167.286.970	63.616.428	-	-
Otros préstamos	16.649.294	14.316.280	-	-
Deuda sociedades relacionadas	104.536.053	20.555.847	-	-
Deuda de corto plazo total	288.472.317	98.488.555	-	-
Endeudamiento total	776.615.900	580.546.460	-	-

Total Capitalización
1.028.242.246
806.634.782
1.164.759
405.317

La tabla que antecede no incluye la financiación con nuestros proveedores que se encuentra pendiente de pago, que ascendía a ARS 1.940.734.786 pesos al 30 de septiembre de 2017 (U$S109 millones correspondientes a Río Energy, U$S5 millones correspondientes a UGEN y U$S4 millones correspondientes a UENSA). A la fecha del presente Prospecto, la financiación con nuestros proveedores pendiente de pago asciende a U$S145 millones (U$S110 millones correspondientes al Contrato EPC de General Rojo, U$S20 millones correspondientes al Contrato de EPC xx Xxxxxx y U$S15 millones correspondientes al Contrato de EPC xx Xxxxx Xxxxx. Esperamos repagar U$S145 millones de nuestra deuda pendiente de pago con nuestros proveedores con el producido neto de la colocación de las Obligaciones Negociables. Para conocer mayor información acerca de la financiación con nuestros proveedores, ver la sección “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras”.

En diciembre de 2017, (i) Rio Energy, como prestataria, suscribió contratos xx xxxxxxxx con: (A) Banco Piano, como prestamista, por hasta U$S 2 millones, con vencimiento en junio de 2018, y

(B) Banco Industrial, como prestamista, por hasta U$S 3.5 millones, con vencimiento en junio de 2018; y (ii) UGEN, como prestataria, suscribió un contrato xx xxxxxxxx con Banco Industrial, como prestamista, por hasta U$S 3.5 millones, con vencimiento a Junio de 2018. A la fecha del presente Prospecto, se encontraban pendientes de pago U$S 9 millones.

En enero de 2018, las Co-Emisoras suscribieron una carta compromiso con BAF para la obtención de un préstamo por un monto de capital de U$S40.000.000. Una vez que las Co-Emisoras recurran a este financiamiento, el mismo tendrá una tasa de interés de 8,3% anual y cuyo vencimiento operará en diciembre de 2018. Tenemos la intención de recurrir a esta facilidad por el monto total de capital de U$S 40.000.000 con anterioridad a la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables ofrecidas a través del presente.

Adicionalmente, las Co-Emisoras son parte de ciertos préstamos de corto plazo por un monto de U$S5,5 millones. Al 30 de septiembre de 2017, U$S4,5 millones se encontraban pendientes de pago bajo dichos préstamos de corto plazo y a la fecha del presente Prospecto, el monto pendiente de pago es de U$S4,8 millones.

Para mayor información, véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras y Resultados de las Operaciones – Liquidez y Recursos de Capital – Endeudamiento”.

CAPITALIZACIÓN DE UGEN

En la siguiente tabla se consigna nuestra tenencia de efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de UGEN conforme a las NIIF al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000.

Xx xxxxx se encuentra calificada en su totalidad por referencia a los siguientes apartados y deberá leerse conjuntamente con ellos: “Presentación de Información Contable y de otra Naturaleza”, “Razones para la Oferta y Destino de los Fondos”, “Información Contable Seleccionada”, “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras” y los estados financieros incluidos en el presente Prospecto.

	30/09/2017	31/12/2016
PATRIMONIO
Capital social	70.046.000	200.000
Otros resultados integrales - reserva por conversión	1.696.082	(120.080)
Resultados no asignados	(26.873.548)	(8.409)
Total patrimonio	44.868.534	71.511
ENDEUDAMIENTOS Deuda a largo plazo
Préstamos sindicados	1.830.467.748	-
Deuda con sociedades relacionadas	696.848.874	-
Deuda de largo plazo total	2.527.316.622	-
Deuda de corto plazo
Préstamos bancarios	166.749.839	835
Deuda con sociedades relacionadas	70.948.068	-
Deuda a corto plazo total	237.697.907	835
Endeudamiento total	2.765.014.529	835
Total Capitalización	2.809.883.063	72.346

La tabla que antecede no incluye la financiación con nuestros proveedores que se encuentra pendiente de pago, que ascendía a ARS 101.251.259 pesos al 30 de septiembre de 2017 (U$S109 millones correspondientes a Río Energy, U$S5 millones correspondientes a UGEN y U$S4 millones correspondientes a UENSA). A la fecha del presente Prospecto, la financiación con nuestros proveedores pendiente de pago asciende a U$S145 millones (U$S110 millones correspondientes al Contrato EPC de General Rojo, U$S20 millones correspondientes al Contrato de EPC xx Xxxxxx y U$S15 millones correspondientes al Contrato de EPC xx Xxxxx Xxxxx. Esperamos repagar U$S145 millones de nuestra deuda pendiente de pago con nuestros proveedores con el producido neto de la colocación de las Obligaciones Negociables. Para conocer mayor información acerca de la financiación con nuestros proveedores, ver la sección “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras”.

En enero de 2018, las Co-Emisoras suscribieron una carta compromiso con BAF para la obtención de un préstamo por un monto de capital de U$S 40.000.000. Una vez que las Co-Emisoras recurran a este financiamiento, el mismo tendrá una tasa de interés de 8,3% anual y cuyo vencimiento operará en diciembre de 2018. Tenemos la intención de recurrir a esta facilidad por el monto total de capital de U$S 40.000.000 con anterioridad a la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables ofrecidas a través del presente.

A la fecha del presente Prospecto, se encontraban pendientes de pago U$S 9 millones.

Adicionalmente, las Co-Emisoras son parte de ciertos préstamos de corto plazo por un monto de U$S5,5 millones. Al 30 de septiembre de 2017, U$S4,5 millones se encontraban pendientes de pago bajo dichos préstamos de corto plazo y a la fecha del presente Prospecto, el monto pendiente de pago es de U$S4,8 millones.

Para mayor información, véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras y Resultados de las Operaciones – Liquidez y Recursos de Capital – Endeudamiento”.

CAPITALIZACIÓN DE UENSA

En la siguiente tabla se consigna nuestra tenencia de efectivo y equivalentes de efectivo y la capitalización de UENSA conforme a las NIIF al 00 xx xxxxxxxxxx xx 0000.

Xx xxxxx se encuentra calificada en su totalidad por referencia a los siguientes apartados y deberá leerse conjuntamente con ellos: “Presentación de Información Contable y de otra Naturaleza”, “Razones para la Oferta y Destino de los Fondos”, “Información Contable Seleccionada”, “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras” y los estados financieros incluidos en el presente Prospecto.

	30/09/2017	31/12/2016	01/01/2016	31/12/2014
PATRIMONIO
Capital social	87.270.000	52.650.000	52.650.000	52.650.000
Otros resultados integrales -
reserva por conversión	6.728.389	122.308	(84.568)	-
Resultados no asignados	(52.742.300)	(5.794.791)	(5.275.502)	(1.549.579)
Total Patrimonio	41.256.089	46.977.517	47.289.930	51.100.421
PASIVOS
Xxxxx xx xxxxx xxxxx
Xxxxxxxxx xxxxxxxxxx	0.000.000.000	-	-	-
Xxxxx con sociedades relacionadas	847.793.614	-	-	-
Deuda de largo plazo total	2.604.645.643	-	-	-
Deuda de corto plazo
Préstamos bancarios	171.463.826	-	-	-
Deuda de corto plazo total	171.463.826	-	-	-
Total endeudamiento	2.776.109.469	-	-	-

Total Capitalización 2.817.365.558 46.977.517 47.289.930 51.100.421

La tabla que antecede no incluye la financiación con nuestros proveedores que se encuentra pendiente de pago, que ascendía a ARS 110.032.011 pesos al 30 de septiembre de 2017 (U$S109 millones correspondientes a Río Energy, U$S5 millones correspondientes a UGEN y U$S4 millones correspondientes a UENSA). A la fecha del presente Prospecto, la financiación con nuestros proveedores pendiente de pago asciende a U$S145 millones (U$S110 millones correspondientes al Contrato EPC de General Rojo, U$S20 millones correspondientes al Contrato de EPC xx Xxxxxx y U$S15 millones correspondientes al Contrato de EPC xx Xxxxx Xxxxx. Esperamos repagar U$S145 millones de nuestra deuda pendiente de pago con nuestros proveedores con el producido neto de la colocación de las Obligaciones Negociables. Para conocer mayor información acerca de la financiación con nuestros proveedores, ver la sección “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras”.

En diciembre de 2017 (i) Río Energy, como prestataria, suscribió contratos xx xxxxxxxx con: (A) Banco Piano, como prestamista, por hasta U$S 2 millones, con vencimiento en junio de 2018, y

(B) Banco Industrial, como prestamista, por hasta U$S 3.5 millones, con vencimiento en junio de 2018; y (ii) UGEN, como prestataria, suscribió un contrato xx xxxxxxxx con Banco Industrial, como prestamista, por hasta U$S 3.5 millones, con vencimiento a junio de 2018. A la fecha del presente Prospecto, se encontraban pendientes de pago U$S 9 millones.

En enero de 2018, las Co-Emisoras suscribieron una carta compromiso con BAF para la obtención de un préstamo por un monto de capital de U$S40.000.000. Una vez que las Co-Emisoras recurran a este financiamiento, el mismo tendrá una tasa de interés de 8,3% anual y cuyo vencimiento operará en diciembre de 2018.. Tenemos la intención de recurrir a esta facilidad por el monto total de capital de U$S 40.000.000 con anterioridad a la fecha de emisión de las Obligaciones Negociables ofrecidas a través del presente.

Adicionalmente, las Co-Emisoras son parte de ciertos préstamos de corto plazo por un monto de U$S5,5 millones. Al 30 de septiembre de 2017, U$S4,5 millones se encontraban pendientes de pago bajo dichos préstamos de corto plazo y a la fecha del presente Prospecto, el monto pendiente de pago es de U$S4,8 millones.

Para mayor información, véase “Reseña y Perspectiva Operativa y Financiera de las Co-Emisoras y Resultados de las Operaciones – Liquidez y Recursos de Capital – Endeudamiento”.

RAZONES PARA LA OFERTA Y DESTINO DE LOS FONDOS

Estimamos que los fondos brutos provenientes de la colocación de las Obligaciones Negociables será de U$S 650.000.000 (Dólares Estadounidenses seiscientos cincuenta millones).

Estimamos que los fondos netos de la presente oferta serán aproximadamente de U$S 639.000.000, los que serán distribuidos de la siguiente manera: (i) 29% (o U$S185.000.000), 36% (o U$S231.000.000) y 35% (o U$S223.000.000) entre Río Energy, UGEN y UENSA, respectivamente.

Las Co-Emisoras destinarán el producido de la integración de las Obligaciones Negociables, neto de los gastos y comisiones que pudieran corresponder, de conformidad con los requerimientos del Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y la normativa aplicable, específicamente, conforme el siguiente detalle:

(i) aproximadamente U$S 213.000.000 para el prepago de los siguientes endeudamiento: US$ 109.000.000 para el prepago total de los Contratos xx Xxxxxxxx Local UGEN; US$ 104.000.000 para el prepago total de los Contratos xx Xxxxxxxx Local UENSA;

(ii) aproximadamente U$S 145.000.000 para reembolsar el total del financiamiento de proveedores con General Electric relacionada con la construcción de nuestras tres centrales de energía: U$S 110.000.000 para reembolsar el total del financiamiento del proveedor de Río Energy, U$S 20.000.000 para reembolsar el total del financiamiento del proveedor de UGEN y U$S 15.000.000 para reembolsar el financiamiento del proveedor de UENSA;

(iii) aproximadamente U$S 136.000.000 para prepagar el siguiente endeudamiento: U$S

36.000.000 para prepagar el total del Contrato xx Xxxxxxxx Intercompany Rio Energy, U$S 49.000.000 para prepagar el total de los Contratos xx Xxxxxxxx Intercompany UGEN y U$S 51.000.000 para prepagar el total de los Contratos xx Xxxxxxxx Intercompany UENSA;

(iv) aproximadamente US$145.000.000 para capital de trabajo en Argentina y costos de la transacción; y

(v) el resto, en caso de haber, para inversión en activos tangibles en Argentina y aportes de capital a empresas controladas o afiliadas, para uso conforme los requisitos establecidos en el Artículo 36 de la Ley de Obligaciones Negociables y otras regulaciones argentinas aplicables.

Para mayor información sobre los endeudamiento que cancelaremos, ver “Discusión y análisis de la gerencia sobre la situación financiera y los resultados de las operaciones: liquidez y recursos de capital-Endeudamiento- Obligaciones Contractuales”.

El uso y la asignación de los ingresos netos están influenciados por una serie de factores fuera de nuestro control, incluidas las condiciones xxx xxxxxxx, y se basan en nuestro análisis, estimaciones y puntos de vista actuales sobre eventos y tendencias futuros. Los cambios en las tendencias y otros factores pueden requerir que revisemos, a nuestra discreción, nuestro uso previsto de los ingresos netos de la presente oferta.

FACTORES DE RIESGO

Antesde invertir en las Obligaciones Negociables, Ud. debeconsiderar cuidadosamente los riesgos que se describen a continuación y el resto de la información contenida en el presente prospecto. Los negocios de las Co-Emisoras también podrían verse afectados por riesgos adicionales que actualmente las Co-Emisoras no conocen o no consideran significativos. En caso de materializarse cualquiera de dichos riesgos, el valor xx xxxxxxx de las Obligaciones Negociables podría descender, y las Co-Emisoras podrían verse parcial o totalmente imposibilitadas para cancelar los intereses o el capital de las Obligaciones Negociables, en cuyo caso Ud. podría perder total o parcialmente su inversión. En general se asumen más riesgos al invertir en títulos valores de emisores en mercados emergentes, como Argentina, que al invertir en títulos de emisores en los Estados Unidos y otros mercados desarrollados. La información proporcionada en la presente sección incluye declaraciones sobre hechos futuros que involucran riesgos e incertidumbres. Los resultados de las Co-Emisoras pueden ser substancialmente distintos de lo anticipado en dichas declaraciones como resultado de diversos factores, incluyendo aquellos descriptos en la sección “Declaraciones sobre hechos futuros”.

Riesgos relacionados con Argentina

Dependemos ampliamente de las condiciones macroeconómicas en Argentina.

Nuestra actividad comercial y nuestros resultados financieros dependen en gran medida de las condiciones macroeconómicas, políticas, regulatorias y sociales de Argentina. Las emisoras son sociedades constituidas y existentes de conformidad con la legislación argentina y prácticamente la totalidad de sus operaciones, instalaciones y consumidores se encuentran en Argentina. La economía Argentina ha experimentado una importante volatilidad en las décadas recientes, caracterizadas por períodos de crecimiento bajo o negativo, altos niveles de inflación y devaluación monetaria, y podría registrarse mayor volatilidad en el futuro.

Durante los años 2001 y 2002, Argentina sufrió un período de grave crisis política, económica y social que causó una contracción económica significativa y llevó a cambios radicales en las políticas de gobierno. Entre otras cosas, esto conllevó a que Argentina entrara en default respecto de sus obligaciones de deuda externa soberana, así como una devaluación sustancial del Peso y posterior inflación y la implementación de medidas de emergencia que han afectado a varios sectores de la economía, particularmente al sector energético. Estas medidas de emergencia y otras políticas económicas incluyeron, entre otros factores, controles de capital y cambiarios, restricciones y retenciones a las exportaciones, controles de precios e intervención del gobierno en el sector privado y nacionalizaciones. Como resultado de la crisis y de la respuesta del gobierno, varios deudores del sector privado con exposición al tipo de cambio entraron en default con respecto a sus deudas pendientes.

El crecimiento económico experimentado entre 2003 y 2011 inicialmente se vio fomentado por una devaluación significativa del Peso, la disponibilidad de capacidad de producción excedente a raíz de un largo período de profunda recesión y altos precios de commodities. Xxx xxxxxxx, xx 0000 x 0000, xx xxxxxxxx xxxxxxxxx se ralentizó debido a factores internos y externos, incluidos los efectos de la crisis económica global y una sequía prolongada que afectó las actividades agrícolas. A pesar del crecimiento posterior a la crisis de 2001-2002, la economía ha sufrido una erosión sostenida de la inversión de capital. Las condiciones económicas en Argentina entre 2012 y 2015 incluyeron controles cambiarios estrictos (a partir del segundo semestre de 2011), mayor inflación, un déficit fiscal creciente y menor capacidad de pagar su deuda soberana de conformidad con sus términos debido a los litigios pendientes con los acreedores denominados holdouts. De acuerdo con el cálculo revisado del PBI para 2004 publicado por el INDEC en marzo de 2017, que constituye

la base del cálculo del PBI real para cada año después de 2004, el PBI disminuyó en un 2,3% en 2016 (en comparación con 2015) y aumentó en un 2,6% en 2015 en comparación con una disminución del 2,5% en 2014 y crecimiento del 2.4% en 2013. Sin embargo, durante los primeros nueve meses de 2017, el PBI de Argentina creció en un 2,5% en relación al PBI de 2016, publicado por el INDEC. Asimismo, existe una necesidad cada vez mayor de inversiones de capital, con varios sectores, particularmente el energético, que operan a capacidad casi plena. La menor demanda internacional de productos argentinos, la falta de estabilidad y competitividad del Peso con respecto a otras divisas, la menor confianza entre consumidores e inversores externos y locales, el mayor índice de inflación e incertidumbre política a futuro, entre otros factores, podrían afectar el desarrollo de la economía argentina.

La volatilidad de la economía argentina y las medidas adoptadas por el gobierno argentino han tenido un impacto significativo sobre nosotros y se espera que este siga siendo el caso. Al igual que en el pasado reciente, la economía argentina puede verse afectada de manera adversa si las presiones políticas y sociales inhiben la implementación por parte del estado argentino de políticas diseñadas para controlar la inflación, generar crecimiento y aumentar la confianza de consumidores e inversores, o si las políticas que el estado argentino implemente para lograr dichos fines fracasan. No podemos garantizar que nuestra actividad comercial, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones no se verán afectados por acontecimientos económicos, sociales y políticos futuros en Argentina.

Los acontecimientos políticos en Argentina podrían afectar la economía del país y el sector energético en particular.

El 25 de octubre de 2015 se celebraron elecciones presidenciales y legislativas en Argentina, y el 22 de noviembre de 2015 se realizó un ballotage en el que resultó electo el Xx. Xxxxxxxx Xxxxx como Presidente de Argentina. El nuevo gobierno asumió el 10 de diciembre de 2015.

Desde que entró en funciones, el nuevo gobierno anunció e implementó varias reformas económicas y políticas, incluidas las siguientes:

• Reformas en el INDEC. El nuevo gobierno determinó que el INDEC no generaba información estadística confiable, especialmente en lo que respecta al IPC, el PBI, los índices de pobreza y datos de comercio exterior. Por ello, el 8 de enero de 2016, declaró un estado de emergencia administrativa del sistema de estadísticas nacionales y el INDEC, vigente hasta el 31 de diciembre de 2016. La credibilidad de varios índices económicos argentinos ha sido puesta en duda, lo cual puede conllevar una falta de confianza en la economía argentina y a su vez podría limitar nuestra capacidad para acceder al crédito y los mercados de capital. Como consecuencia, el INDEC dejó de publicar información estadística hasta que se concluyó con la reorganización de su estructura técnica y administrativa. En junio de 2016, el INDEC volvió a publicar ciertos datos revisados para los años 2004 a 2015, incluyendo el IPC. El 22 de septiembre de 2016, el INDEC comenzó a publicar los valores mensuales de la canasta básica de alimentos y el de la canasta básica total reflejando información desde abril de 2016 en adelante. El 9 de noviembre de 2016, la Junta Ejecutiva del Fondo Monetario Internacional (“FMI”) levantó su censura sobre Argentina. El 22 xx xxxxxx de 2017, el INDEC publicó que la variación mensual en la canasta básica de alimentos y en la canasta básica total en julio de 2017 fue del 1,44%. Sin perjuicio del efecto positivo de las mencionadas medidas, existe incertidumbre en relación a los índices oficiales, sobre si la metodología refleja de manera certera la inflación actual y el efecto que dichas reformas tendrán en la economía argentina.

• Acuerdo con los holdouts. El gobierno xx Xxxxx llegó a un acuerdo para la cancelación de la mayoría de los reclamos pendientes por los holdouts y emitió bonos soberanos que fueron ofrecidos en mercados financieros internacionales. Ver la sección “Factores de Riesgo - La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales puede verse limitada, lo cual a su vez puede restringir su margen para implementar reformas y políticas públicas y fomentar el crecimiento económico, así

como afectar la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento”.

• Reformas con respecto al mercado cambiario. El gobierno xx Xxxxx implementó reformas a fin de permitir una mayor flexibilidad y facilitar el acceso al mercado. Las principales medidas adoptadas a la fechad e este Prospecto se encuentran detalladas en la sección “Tipos de Cambio y Controles Cambiarios”.

• Reformas del comercio exterior. El gobierno xx Xxxxx eliminó los derechos de exportación sobre el trigo, el maíz, la carne de vacuno, la minería y los productos regionales, y redujo el derecho sobre las exportaciones de soja en un 5,0% (de 35,0% a 30,0%). Además, fue eliminado un derecho de exportación del 5,0% en la mayoría de las exportaciones industriales.

• Política fiscal. El gobierno xx Xxxxx xxxx medidas para balancear el presupuesto nacional a través de una serie de medidas fiscales tales como la eliminación de los subsidios a los servicios públicos existentes, incluido los aplicables a los servicios de electricidad y gas. el déficit fiscal primario en Diciembre de 2016 fue de 4,6%, comparado con 5,4% de Diciembre 2015. El objetivo final del gobierno xx Xxxxx es equilibrar el presupuesto primario para 2019 con un déficit fiscal primario de 2,2% PBI.

• Corrección de desequilibrios monetarios. El gobierno xx Xxxxx anunció la adopción de un régimen enfocado en la reducción de la inflación y fijó metas inflacionarias para los próximos tres años. El BCRA ha incrementado sus esfuerzos para reducir los desbalances monetarios e incrementar las tasas de intereses, reduciendo así la presión inflacionaria. Sin embargo, se espera que las tasas de inflación permanezcan elevadas. Ver la sección “Factores de Riesgo—El nivel continuamente alto de la inflación podría afectar la economía argentina y tener un impacto negativo en los resultados de nuestras operaciones”.

• Declaración de estado de emergencia y reformas del sistema eléctrico nacional. Después de años de inversión muy limitada en el sector de la energía, así como la continua congelación de los precios de la energía eléctrica y el gas natural desde la crisis económica 2001-2002, Argentina comenzó a experimentar escasez de energía en 2011. En respuesta a la creciente crisis energética, el gobierno xx Xxxxx ha declarado el 16 de diciembre de 2015 un estado de emergencia del sistema eléctrico nacional que permaneció en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017. El estado de emergencia permitió al gobierno federal adoptar medidas para garantizar el suministro de electricidad en todo el país, tales como solicitar al Ministerio de Energía y Minería que diseñe e implemente, con la cooperación de todas las entidades públicas federales, un programa coordinado para garantizar la calidad y seguridad del sistema eléctrico. El gobierno xx Xxxxx también anunció la eliminación de ciertos subsidios al consumo de energía actualmente vigentes y un aumento significativo de las tasas eléctricas. La Resolución Nº 6/16 establece aumentos en los precios de referencia estacionales de energía y energía entre 1 de enero de 2016 y 30 xx xxxxx de 2016. Al corregir las tarifas y subsidios y modificar el marco regulatorio, el gobierno xx Xxxxx busca corregir distorsiones en el sector eléctrico y estimular inversiones. Luego de los aumentos de tarifas, los consumidores, políticos y organizaciones no gubernamentales que defienden a los consumidores solicitaron medidas cautelares preliminares que suspenden tales aumentos que fueron otorgadas por los tribunales argentinos. Entre los diferentes fallos, dos resoluciones separadas condujeron a la suspensión de los aumentos arancelarios de los usuarios finales de electricidad en la Provincia de Buenos Aires y en todo el territorio de Argentina. Sin embargo, el 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxx Suprema, denegó estas medidas cautelares que suspendieron los aumentos de las tarifas eléctricas para los usuarios finales de electricidad, argumentando objeciones formales y defectos de procedimiento y, por lo tanto, a partir de la fecha de este Prospecto, los aumentos de los aranceles de los usuarios finales no han sido suspendidos.

• Reformas de los precios del gas. El gobierno xx Xxxxx aumentó sustancialmente los precios de gas natural en el mercado regulado, particularmente en el mercado residencial y el mercado de estaciones de servicio, e instruyó al Ente Nacional Regulador

del Gas (“ENARGAS”) que ajuste las tarifas de transporte y distribución del gas, las cuales también aumentaron significativamente como parte del proceso de transición de ajuste. Al corregir las tarifas, modificar el marco regulatorio y eliminar la participación activa del gobierno argentino en el mercado, el actual gobierno busca corregir distorsiones en el sector energético y estimular inversiones. El 31 xx xxxxx de 2017, el Ministerio de Energía y Minería de la Nación anunció un nuevo incremento en los cuadros de las tarifas del gas para consumidores finales, consumidores comerciales y empresas medianas, efectivo desde dicha fecha. El monto de aumento anunciado es de entre el 20% y 36% (con un promedio del 24%) para el periodo xx xxxxx a noviembre de 2017 y entre el 11% y el 18% para el periodo entre noviembre y abril de 2018, en cada caso dependiendo de la cantidad de gas consumido y la región donde el consumidor está ubicado.

• Reforma impositiva. El 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx aprobó la Ley 27.346, modificatoria de la ley de impuesto a las ganancias federal, por medio de la cual se elevaron el mínimo no imponible y las categorías correspondientes, se eximió a ciertos jubilados de bajos ingresos del pago del impuesto a las ganancias y se grabaron los ingresos de nuevos empleados del Poder Judicial (incluyendo jueces, los cuales solían encontrarse exentos), entre otras modificaciones. Asimismo, el día 27 de diciembre de 2017, el Congreso aprobó la reforma tributaria (la “Reforma Tributaria”) presentada por la administración Xxxxx, con la intención de eliminar algunas de las complejidades e ineficiencias existentes en el régimen tributario argentino, tal como, disminuir la evasión, aumentar la cobertura del impuesto a la renta aplicado a las personas y alentar la inversión mientras se mantienen los esfuerzos para restablecer el equilibrio fiscal a mediano y largo plazo. Las reformas entrarán en vigencia gradualmente durante los próximos cinco años. El costo fiscal de la Reforma Tributaria se estima en 0.3% del PBI. Las reformas forman parte de un programa más amplio anunciado por el presidente Xxxxx de incrementar la competitividad de la economía argentina (incluyendo la reducción del déficit fiscal) así como el empleo y disminuir la pobreza de forma sostenible. La Reforma Tributaria se promulgó el 29 de diciembre de 2017 (por medio de la Ley N° 27.430) y ha introducido muchos cambios en el tratamiento del impuesto a la renta aplicable a los ingresos financieros. Los aspectos principales de la Reforma Tributaria son:

- Los ingresos obtenidos por la venta de (i) acciones por personas físicas residentes en Argentina a efectos impositivos (“Personas Argentinas”) y (ii) acciones y American Depositary Shares (ADS) por residentes no argentinos, estarán exentos del impuesto a la ganancia sobre ganancias de capital, sujeto al cumplimiento de ciertos requisitos.

- Los impuestos aplicables a los dividendos distribuidos por las empresas argentinas serán los siguientes: (i) los dividendos originados por las ganancias obtenidas antes del año fiscal 2018 no están sujetos a retención de impuestos a las ganancias (excepto por el impuesto compensatorio); (ii) los dividendos originados por las utilidades obtenidas durante los años fiscales 2018 y 2019 pagados a Personas Argentinas y/o residentes no argentinos están sujetos a una retención del 7% del impuesto a las ganancias sobre el monto de dichos dividendos; y (iii) para los dividendos originados por las ganancias obtenidas durante el año fiscal 2020 en adelante, la tasa de impuestos se eleva al 13%.

- Los intereses y ganancias de capital derivadas de la venta o enajenación de obligaciones negociables, entre otros activos, obtenidos por individuos residentes en Argentina, estarán sujetos al impuesto a las ganancias a una tasa de (a) 5% en el caso de obligaciones negociables sin una cláusula de revalorización y (b) 15% en el caso de obligaciones negociables con una cláusula de revalorización o obligaciones negociables denominados en dólares; los ingresos obtenidos por individuos residentes en Argentina por la venta de acciones hechas en una bolsa de valores permanecerán exentas, sujeto al cumplimiento de ciertos requisitos.

- Los residentes no argentinos estarían exentos de impuestos sobre intereses y ganancias de capital derivados de la emisión pública de obligaciones negociables por parte del Gobierno Federal, las provincias y municipios de Argentina y la Ciudad

Autónoma de Buenos Aires, en la medida en que dichos beneficiarios no residan ni canalicen sus fondos a través de jurisdicciones no cooperativas. La lista de jurisdicciones no cooperativas sería preparada y publicada por el Poder Ejecutivo. Las obligaciones negociables a corto plazo emitidas por el BCRA (LEBAC) están fuera del alcance de estas exenciones aplicables a residentes no argentinos.

- Las modificaciones mencionadas anteriormente tendrán efecto a partir del 1 de enero de 2018.

- El impuesto a las ganancias corporativo de las personas jurídicas argentinas se reducirá gradualmente en un 30% para los períodos fiscales que comiencen después del 1 de enero de 2018 hasta el 31 de diciembre de 2019 y en un 25% para los períodos fiscales que comiencen después del 1 de enero de 2020 inclusive. Las personas jurídicas argentinas deberán aplicar un impuesto de retención adicional sobre los dividendos o ganancias distribuidos para completar la carga impositiva total del 35%.

La Reforma Tributaria contempla, entre otros, las siguientes modificaciones: aportes a la seguridad social, ley de procedimientos administrativos tributarios, ley tributaria penal, impuestos a los combustibles líquidos e impuestos especiales.

• Ley de Sinceramiento Fiscal 2016/2017. El 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx aprobó la Ley Nº 27.260, que estableció un régimen de “sinceramiento fiscal” para la repatriación voluntaria de capitales por residentes argentinos. Esta ley establece un régimen que autoriza a las personas humanas y jurídicas residentes en Argentina a repatriar (antes del 22 de julio de 2016 y el 31 de diciembre de 2015, respectivamente) activos ubicados en el extranjero y utilizarlos para la adquisición de títulos de deuda emitidos por el gobierno nacional.

• Proyecto de reforma xx Xxx de Financiamiento Productivo. Con fecha 13 de noviembre de 2017, el gobierno xx Xxxxx presentó a consideración de la Cámara de Diputados de la Nación el proyecto xx xxx de financiamiento productivo, en virtud del cual propone la modificación y actualización, entre otras, la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales, N° 24.083 de Fondos Comunes de Inversión y la Ley de Obligaciones Negociables. Asimismo, procura adecuar ciertas disposiciones impositivas, regular instrumentos de derivados y promover un programa de inclusión financiera.

• Reforma de la Ley de Seguridad Social. El 19 de diciembre de 2017, el Congreso aprobó la “Reforma de la Ley de Seguridad Social”, que modificó la fórmula de ajuste del sistema de pensiones actual en un esfuerzo por resolver la falta de fondos necesarios de la ANSES para una pensión mínima a los jubilados. Los pagos de pensión estarán sujetos a una fórmula de actualización que se aplicará en marzo, junio, septiembre y diciembre de cada año y que se basará en un 70% en la variación del Índice de Precios al Consumidor (“IPC”) del INDEC y el 30% restante a la variación de RIPTE, un indicador que mide la evolución xxx xxxxxxx de los empleados estatales. Asimismo, el 20 de diciembre de 2017, se emitió el Decreto Nº 1058 que establece un bono compensatorio para jubilados, pensionados y beneficiarios de la Asignación Universal por Hijo, con el fin de evitar la brecha que se produjo entre la aplicación de la fórmula anterior y la nueva fórmula establecida por la Reforma de la Ley de Seguridad Social.

• Proyecto de reforma laboral y previsional. El gobierno xx Xxxxx ha dado a conocer un proyecto de reforma laboral y previsional que busca mejorar la competitividad y la eficiencia de los distintos sectores productivos, aumentar la generación de empleo, atraer la inversión y disminuir los costos laborales. Se espera que este proyecto sea tratado por ambas cámaras del Congreso Argentino en 2018.

Algunas de las medidas propuestas por el gobierno xx Xxxxx han generado y pueden generar oposición política y social, lo cual a su vez puede evitar que el gobierno adopte esas medidas tal como las propuso. Aunque la alianza Cambiemos de la que forma parte Xxxxx ganó en distintas provincias en las elecciones legislativas del 22 de octubre de 2017 no pudieron ganar la mayoría de las bancas en ninguna de ambas cámaras del Congreso Nacional. Como resultado

de las elecciones desde el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx xxxxxxxxx Cambiemos y sus aliados políticas tendrán aproximadamente 108 bancas en la cámara de diputados y 129 deputados son necesarios para que haya quórum y para aprobar proyectos xx xxx que requieran mayoría simple, y aproximadamente 24 bancas en el senado, donde 37 senadores son necesarios para dar quórum y aprobar proyectos que requieran mayoría simple. Esto resultará en que el gobierno xx Xxxxx busque apoyo político de la oposición para que sus propuestas económicas prosperen y crea más incertidumbre sobre la capacidad del nuevo gobierno para aprobar las medidas que esperan implementar.

Los ajustes fiscales, monetarios y cambiarios implementados por el gobierno xx Xxxxx pueden reducir la tasa de crecimiento a corto plazo. Por ejemplo, inmediatamente después de que se eliminaran los controles cambiarios el 16 de diciembre de 2015, el desmantelamiento de los múltiples regímenes cambiarios coexistentes resultó en una caída de la tasa de cambio oficial del Peso (solo disponible para determinadas transacciones) del 40,1%. El 17 de diciembre de 2015, la tasa de cambio del Peso argentino al dólar estadounidense alcanzó un valor de ARS 13,76/US$ 1,00. Asimismo, el PBI de Argentina disminuyó en un 2,3% en 2016 (en comparación a 2015) y aumentó un 0,3% durante los primeros nueve meses de 2017 creció a 2,5% en comparación con el mismo trimestre de 2016.

A la fecha del presente Prospecto, no se puede predecir el impacto que estas medidas y cualquier otra medida que el nuevo gobierno pueda adoptar en el futuro tendrán sobre la economía Argentina en general y el sector energético en particular. La liberalización económica propuesta podría golpear la economía y no reportar beneficios para nuestro negocio o, incluso, dañarlo. Por otro lado, hay incertidumbre sobre qué otras medidas anunciadas durante la campaña presidencial serán implementadas por el gobierno xx Xxxxx y cuándo. Específicamente, no podemos controlar la implementación ni predecir el resultado de las reformas al marco regulatorio que rige nuestras operaciones, ni garantizar que dichas reformas sean implementadas en absoluto o de forma que beneficie nuestras operaciones. El que estas medidas no generen los resultados deseados podría afectar negativamente tanto la economía argentina como nuestra capacidad para cumplir con nuestras obligaciones, incluyendo aquellas resultantes de las Obligaciones Negociables.

Las fluctuaciones significativas en el valor del Peso podrían impactar negativamente en la economía argentina y en nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

El Peso argentino ha sufrido devaluaciones significativas con respecto al dólar estadounidense en el pasado y ha seguido devaluándose frente a esa divisa en los meses recientes. A pesar de los efectos positivos de la devaluación del Peso sobre la competitividad de ciertos sectores de la economía argentina, también puede tener profundos impactos negativos sobre la economía del país y la situación patrimonial de los ciudadanos y las empresas. La devaluación del Peso en 2002, por ejemplo, afectó la capacidad de las empresas argentinas de pagar sus deudas denominadas en moneda extranjera, inicialmente conllevó un muy alto nivel de inflación, redujo significativamente el salario real y, por lo tanto, tuvo un impacto negativo sobre las empresas cuyo éxito depende de la demanda en el mercado interno, y afectó la capacidad del gobierno argentino de cumplir con sus obligaciones de deuda externa.

Con los mayores controles cambiarios implementados a fines de 2011, en particular con la introducción de medidas que limitaron el acceso a divisas extranjeras por parte de empresas privadas y personas humanas (por ejemplo, al requerir una autorización de las autoridades fiscales para acceder al mercado de divisas), el tipo de cambio implícito, reflejado en las cotizaciones de títulos valores argentinos que se negocian en mercados extranjeros comparadas con las cotizaciones correspondientes en el mercado interno, aumentó significativamente sobre el tipo de cambio oficial. Ciertas restricciones cambiarias se levantaron en diciembre de 2015 mediante Comunicación “A” 5850 del BCRA y, a raíz de ello, la importante brecha entre el tipo de cambio oficial y el tipo de cambio implícito derivado de las operaciones de títulos valores

disminuyó significativamente. Ver la sección “Tipos de Cambio y Controles Cambiarios”.

Luego de varios años de fluctuaciones relativamente moderadas en el tipo de cambio nominal, el peso argentino se depreció un 52% en 2015 y 21,4% en 2016. Durante los primeros 9 meses del 2017, el Peso perdió aproximadamente 8,93% de su valor respecto xxx Xxxxx Estadounidense. Desde la devaluación de diciembre de 2015, el BCRA ha permitido que el Peso flotara y limitó sus intervenciones a las necesarias para garantizar el funcionamiento ordenado xxx xxxxxxx cambiario. Al 12 de enero de 2018, el tipo de cambio era de ARS 18,69 por US$ 1,00. Si el peso se sigue devaluando, todos los efectos negativos relacionados con la economía argentina podrían reaparecer.

Por otro lado, un aumento sustancial del valor del peso frente al dólar estadounidense también representa riesgos para la economía argentina. Una apreciación real significativa del peso podría afectar las exportaciones, lo cual a su vez podría tener un impacto negativo en el crecimiento del PBI y el empleo y disminuir los ingresos del sector público argentino al reducirse el cobro de impuestos en términos reales, dado que actualmente es muy dependiente de los aranceles de exportación.

Casi todos nuestros ingresos están atados al valor xxx Xxxxx Estadounidense, mientras que algunos de nuestros costos están ligados al valor xxx Xxxxx Estadounidense y otros se encuentran denominados en Pesos. Por lo tanto, las fluctuaciones en el tipo de cambio entre el Dólar y el Peso podrían tener un impacto negativo en nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

El nivel continuamente alto de la inflación podría afectar la economía argentina y tener un impacto negativo en los resultados de nuestras operaciones.

En el pasado, la inflación ha socavado significativamente la economía argentina y la capacidad del gobierno para promover condiciones que permitan un crecimiento estable. En años recientes, la Argentina ha enfrentado presiones inflacionarias, materializadas en un aumento significativo de los precios de los combustibles, la electricidad y los alimentos, entre otros factores. De acuerdo con los datos publicados por el INDEC, la tasa de inflación fue del 10,9% en 2010, 9,5% en 2011, 10,8% en 2012, 14,7% en 2013, 23,9% en 2014 y 11,9% en el periodo xx xxxx meses finalizado el 31 de octubre de 2015. Para contrarrestar esta situación, la gestión anterior implementó diversas políticas para controlar la inflación y monitorear los precios de los bienes y servicios básicos, incluyendo el congelamiento de precios de productos y servicios clave, y la celebración de acuerdos de precios con empresas privadas en varias industrias y mercados.

En noviembre de 2015, el INDEC retomó la publicación del IPC. El gobierno argentino lanzó un índice de IPC alternativo basado en información publicada por la Xxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx x xx Xxxxxxxxx xx Xxx Xxxx. Conforme con la información basada en estadísticas publicadas por la Provincia de San Xxxx, el IPC creció en un 31,6% en 2015 y la tasa de inflación fue de 6,5%, 4,2%, 2,7%, 3,0% y 3,4% en diciembre de 2015 y enero, febrero, marzo y abril de 2016, respectivamente. En junio de 2016, el INDEC finalizó sus publicaciones del IPC, luego de la implementación de reformas metodológicas y ajustes de ciertos índices macroeconómicas. De conformidad con el INDEC, el índice de inflación nacional fue 39,2% en 2016 y 17,6% durante los primeros nueve meses de 2017. A mayor abundamiento, el índice de inflación del INDEC IPC para enero, febrero, xxxxx, xxxxx, mayo, xxxxx, xxxxx, agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre de 2017 fue 1,3%, 2,5%,2,4%, 2,6%, 1,3%, 1,2%, 1,7%, 1,4%, 1,9%, 1,5%, 1,4% y 3,1%, respectivamente.

Un marco de inflación elevada podría socavar la competitividad de Argentina en el mercado externo al diluir los efectos de una devaluación del Peso, lo que tendría un efecto negativo sobre los niveles de actividad económica y empleo, y afectaría la confianza en el sistema financiero argentino, lo que podría limitar aún más la disponibilidad de créditos nacionales e internacionales para empresas. Asimismo, parte de la deuda argentina es ajustada en función del Coeficiente de Estabilización de Referencia (“CER”), un índice monetario fuertemente

vinculado a la inflación. Por lo tanto, cualquier aumento significativo de la inflación generaría un aumento de la deuda externa argentina y, por lo tanto, de las obligaciones financieras de Argentina, que podría exacerbar su efecto sobre la economía argentina. La existencia de altos niveles de incertidumbre e inestabilidad en las tasas de inflación también podría generar una disminución de los plazos contractuales y afectar nuestra capacidad de planificación toma de decisiones. Si los niveles de inflación se mantuvieran o se elevaran en el futuro, el desarrollo de la economía argentina podría verse afectada y el acceso al crédito podría volverse más restrictivo.

Las tasas de inflación podrían aumentar en el futuro, y existe cierta incertidumbre sobre los efectos que puedan tener las medidas adoptadas en el pasado o en el futuro por el estado argentino para controlar la inflación. La existencia de tasas de inflación elevadas o en aumento puede afectar negativamente la economía argentina y tener un impacto substancial sobre los resultados de nuestras operaciones.

Si bien casi todos nuestros ingresos están ligados al dólar estadounidense, ya que algunos de nuestros costos están denominados en dólares estadounidenses y otros en Pesos, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones pueden verse substancialmente afectados si la tasa de inflación supera la devaluación del Peso.

Asimismo, ya que algunos de nuestros costos se encuentran denominados en Dólares Estadounidenses (como algunos repuestos de nuestras turbinas), la tasa de inflación en Dólares Estadounidenses también podría afectar negativamente los resultados de nuestras operaciones, a pesar de que nuestros ingresos en virtud de los PPAs se encuentran denominados en Dólares Estadounidenses.

La credibilidad de varios índices económicos argentinos ha sido puesta en duda recientemente, lo cual puede conllevar una falta de confianza en la economía argentina y a su vez podría limitar nuestra capacidad para acceder al crédito y los mercados de capital.

Desde 2007, el INDEC ha atravesado un proceso de reforma institucional y metodológica que dio lugar a ciertas controversias respecto de la confiabilidad de la información producida por dicho organismo, incluyendo los índices de inflación y desempleo, y el PBI. Esto ha afectado la credibilidad del IPC y otros índices publicados por el INDEC, y se ha afirmado que la tasa de inflación y las demás tasas calculadas por el INDEC podrán ser más altas de las que indican los informes oficiales.

Los informes publicados por el FMI mencionan que su personal utiliza mediciones alternativas de inflación para sus tareas de control macroeconómico, incluyendo los datos generados por empresas privadas, que arrojan tasas de inflación considerablemente mayores a las publicadas por el INDEC desde 2007. El FMI también ha criticado a la Argentina por no haber progresado lo suficiente en la adopción de medidas de remediación para asegurar la calidad de los datos oficiales, incluyendo el índice de inflación y el PBI, de conformidad con lo exigido por el Convenio Constitutivo del FMI.

En febrero de 2014, el INDEC lanzó un nuevo índice de inflación, conocido como Índice de Precios al Consumidor Nacional Urbano, que mide el precio de los bienes en todo el país y reemplazó al índice anterior, que solo medía la inflación en la Ciudad de Buenos Aires. De acuerdo con estos cálculos, el nuevo índice de precios al consumidor aumentó en un 23,9% en 2014 y un 11,9% en el periodo xx xxxx meses finalizado el 31 de octubre de 2015. Si bien la nueva metodología acercó las estadísticas sobre inflación a las estimaciones xx xxxxxxx privadas, los datos oficiales sobre la inflación y las estimaciones privadas siguieron presentado diferencias substanciales durante el año 2015.

Sin embargo, en diciembre de 2015 y enero de 2016, el nuevo gobierno declaró el sistema de estadísticas nacionales y el INDEC en estado de emergencia administrativa hasta el 31 de diciembre de 2016 y anunció que el INDEC implementará ciertas reformas metodológicas y

ajustará ciertas estadísticas macroeconómicas en función de dichas reformas. Por lo tanto, el nuevo director del INDEC anunció la decisión de suspender temporalmente la publicación de datos oficiales sobre precios, pobreza, desempleo y PBI hasta finalizar una revisión completa de la institución. Mientras tanto, el gobierno xx Xxxxx publicó un IPC alternativo calculado en función de los datos para la Ciudad de Buenos Aires y la provincia de San Xxxx. En junio de 2016, el INDEC volvió a publicar el IPC y revisó los datos sobre el PBI para los años 2006 a 2015, luego de implementar ciertas reformas metodológicas y de ajustar ciertas estadísticas macroeconómicas. Al calcular el PBI real para los años posteriores en función del PBI revisado para 2004, el INDEC utilizó coeficientes de deflación consistentes con su metodología revisada para el cálculo de la inflación. Al calcular índices de inflación menores a los valores reales en el pasado el INDEC sobreestimó el crecimiento en términos reales. Los ajustes realizados por el INDEC arrojaron un crecimiento del PBI real para el periodo 2004-2015 del 48,6%, en lugar del 63% calculado para el mismo periodo en función de la información utilizada con anterioridad a junio de 2016. A pesar de estas reformas, existen dudas respecto de si los datos y mediciones oficiales reflejan adecuadamente la inflación en el país.

El 15 xx xxxxx de 2016 y luego de seis meses sin estadísticas oficiales, el INDEC retomó la publicación de sus principales índices. El INDEC publicó que la inflación para la Xxxxxx xx Xxxxxx Xxxxx x xxx xxxxxxxxxxxxxxx xxx xxxx xx Xxxx Xxxxxx Xxxxx fue 4,2% en mayo de 2016, 3,1% en junio de 2016, 2% en julio de 2016, 0,2% en agosto de 2016, 1,1% en septiembre de 2016, 2,4% em

octubre de 2016, 1,6% de noviembre de 2016, 1,2% en diciembre de 2016, 1,3% en enero de 2017,

2,5% en febrero de 2017, 2,4% en marzo de 2017, 2,6% en abril de 2017, 1,3% en mayo de 2017,

1,2% en junio de 2017, 1,7% en julio de 2017, 1,4 en agosto de 2017, 1,9% en septiembre de 2017 y

1,5% en octubre de 2017.

A la fecha del presente Prospecto, es imposible predecir el efecto que estas medidas y las medidas implementadas en el futuro por el gobierno xx Xxxxx respecto del INDEC pueden tener sobre la economía argentina y la percepción de los inversores.

La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales puede verse limitada, lo cual a su vez puede restringir su margen para implementar reformas y políticas públicas y fomentar el crecimiento económico, así como afectar la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento.

El default soberano declarado por Argentina en 2001 y la incapacidad para reestructurar íntegramente su deuda soberana y negociar con los holdouts ha limitado las posibilidades del país de acceder a financiamiento internacional y puede continuar haciéndolo en el futuro. Como consecuencia de los canjes de deuda que tuvieron lugar en 2005 y 2010, Argentina reestructuró aproximadamente el 92% de su deuda en default reestructurable. Sin embargo, aquellos que se negaron a participar en las reestructuraciones demandaron a Argentina en varios países, incluido Estados Unidos. Desde fines de 2012, los fallos de la justicia estadounidense a favor de los holdouts han exacerbado las preocupaciones de los inversores sobre Xxxxxxxxx.

Xx xxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxxxxx xx Xxxxxxxx xx xxx Xxxxxxx Xxxxxx para el Distrito Sur de Nueva York ratificó la orden judicial del 23 de febrero de 2012, que sostenía que Argentina había violado la cláusula pari passu con respecto a los tenedores de bonos que no habían participado en los canjes de deuda soberana en 2005 y 2010, y como resultado de la decisión del Tribunal de Distrito se dictamino el pago del 100% de los montos adeudados a los demandantes, junto con el pago de las cantidades adeudadas en la siguiente fecha de vencimiento a los tenedores de bonos que hubieran participado en el Canje de deuda. En junio de 2014, la Corte Suprema de Estados Unidos rechazó la apelación de Argentina para la avocación de la sentencia del Segundo Circuito de la Corte de Apelaciones en la que se afirma la sentencia del Tribunal de Distrito. Ese mismo mes, el Tribunal de Distrito dictaminó que los fondos no debían entregarse a los tenedores de deuda reestructurada en ausencia de un acuerdo previo con los holdouts. En junio de 2015, el Segundo Circuito concedió sentencia parcial en 36 juicios separados a un grupo de demandantes “me-too”, constatando que, de acuerdo con la sentencia anterior de

dicho tribunal, la Argentina violó la cláusula pari passu con respecto a los bonos emitidos a los tenedores de bonos “me-too”.

En febrero de 2016, el gobierno xx Xxxxx alcanzó principios de acuerdo con ciertos holdouts para la cancelación de sus deudas, los cuales se encontraban sujetos a la aprobación del Congreso Nacional y el levantamiento de las medidas cautelares en virtud de la cláusula pari passu. En marzo de 2016, una vez que el Tribunal de Distrito acordó dejar sin efecto las medidas cautelares en virtud de la cláusula pari passu con sujeción a determinadas condiciones, la decisión fue apelada el 13 xx xxxxx de 2016 y quedo firme por la Cámara de Apelaciones. El Congreso Nacional ratificó estos acuerdos por medio de la Ley N 27.249 y derogó la así llamada Ley Cerrojo Nº

26.017 y la Ley de Pago Soberano Nº 26.984, que prohibían a Argentina ofrecer a los holdouts términos más favorables que los ofrecidos en los canjes de 2005 y 2010. En meses recientes, el gobierno argentino alcanzó acuerdos con tenedores de una porción significativa de los bonos en default y canceló sus deudas con la mayoría de los holdouts mediante la emisión de bonos por US$ 16.500 millones a 3, 5, 10 y 30 años el 22 xx xxxxx de 2016. Por medio de dicha emisión, Argentina recuperó acceso a los mercados de capitales internacionales. Si bien el monto de los reclamos involucrados ha disminuido considerablemente, continúan pendientes en diversas jurisdicciones los procesos iniciados por los tenedores que no aceptaron la oferta de Argentina.

Asimismo, los accionistas extranjeros de varias empresas argentinas han presentado reclamos ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (el “CIADI”) con el argumento de que las medidas de emergencia adoptadas por el gobierno argentino desde la crisis de 2001 y 2002 incumplen con los estándares de trato justo y equitativo establecidos en varios tratados bilaterales de inversión suscritos por Argentina. Varios de estos reclamos fueron resueltos contra Argentina.

Los litigios entablados por los holdouts, así como los reclamos ante el CIADI y otros planteos en contra del estado argentino, llevaron y podrían llevar a sentencias adversas sustanciales contra el país, a embargos o medidas cautelares sobre los activos argentinos o podrían hacer caer a la Argentina en cesación de pagos respecto de sus obligaciones; lo que podría impedir que la Argentina obtenga condiciones o tasas de interés favorables al acceder a los mercados de capitales internacionales o que acceda a financiamiento internacional en absoluto. Sin perjuicio de que Argentina recientemente recuperó su acceso al mercado internacional, su capacidad de obtener financiamiento privado internacional o multilateral o recibir inversión extranjera directa puede verse limitada, lo cual a su vez puede restringir su margen para implementar reformas y políticas públicas y fomentar el crecimiento económico. Asimismo, la continuidad de los litigios con el resto de los acreedores holdout, así como el mantenimiento de los reclamos ante el CIADI y otros planteos en contra del estado argentino, o cualquier situación futura de cesación de pagos de la Argentina respecto de sus obligaciones financieras podría hacer imposible que empresas argentinas como la nuestra accedan a los mercados internacionales de capital o bien podría hacer que los términos de dichas operaciones sean menos favorables que los ofrecidos a empresas de otros países de la región, lo cual potencialmente afectaría nuestra situación patrimonial.

La intervención del gobierno en la economía argentina podría impactar negativamente en la economía y en nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

En los últimos años, el anterior gobierno profundizó su intervención directa en la economía, por ejemplo mediante expropiaciones o nacionalizaciones y controles de precios.

En 2008, el gobierno argentino dispuso la nacionalización de las Administradoras de Fondos de Jubilaciones y Pensiones. En abril de 2012, el gobierno argentino dispuso la nacionalización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. (“YPF”) e impuso importantes cambios en el sistema dentro del cual operan las empresas petroleras. En febrero de 2014, el gobierno argentino y Repsol, a quien YPF le fuera expropiada, anunciaron que habían alcanzado un acuerdo sobre los términos de la indemnización correspondiente a Repsol por la expropiación de las acciones de

YPF, dando por finalizado el reclamo presentado por Repsol ante el CIADI. Esta indemnización totalizó US$ 5 mil millones pagaderos mediante la entrega de bonos soberanos argentinos con varios vencimientos. Existen otros ejemplos recientes de intervención gubernamental.

En diciembre de 2012 y agosto de 2013, el Congreso Nacional estableció nuevas regulaciones aplicables a los mercados internos de capital. Estas regulaciones disponen en sentido general una mayor intervención en los mercados de capital por parte del gobierno. Las Co-Emisoras se encuentran sujetas al control y poderes de fiscalización de la CNV, y el artículo 20 de la Ley Nº 26.831 faculta a la CNV a (i) determinar veedores con facultades de veto respecto de las resoluciones de los órganos administrativos de las Co-Emisoras e incluso (ii) suspender los órganos de administración de las Co-Emisoras por un período máximo de 180 días hasta que las irregularidades sean subsanadas. Estas facultades pueden ser ejercidas por la CNV en cualquier momento en que considere, durante el proceso de investigación e inspección, que los intereses de la minoría de accionistas y/o tenedores de títulos valores sujetos a oferta pública se encuentren infringidas. A mayor abundamiento, el Decreto Nº 1023/2013 dispone que dichas inspecciones pueden ser llevadas a cabo por la CNV de oficio o a requerimientos de los accionistas o tenedores de valores negociables representados por al menos el 2% del capital social o el total del capital en circulación, tales como las obligaciones negociables, en la medida en que sea posible demostrar la existencia de un daño actual o un riesgo futuro de afectar sus derechos.

Sin perjuicio de las medidas adoptadas recientemente por Xxxxx y las nuevas directivas que implementó, no podemos garantizar que estas u otras medidas que el gobierno actual o futuro pueda adoptar en el futuro, por ejemplo en respuesta a un malestar social, tales como expropiaciones, nacionalizaciones, intervenciones por parte de la CNV, renegociaciones o modificaciones forzosas de contratos existentes, nuevas políticas impositivas, fijaciones de precios, reformas xx xxxxx, regulaciones y políticas aplicables al comercio internacional, las inversiones, etc., no tendrán un impacto negativo en la economía argentina y, por lo tanto, en nuestro negocio, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

La nacionalización de los fondos privados de pensiones argentinos tuvo un efecto negativo sobre los mercados de capitales argentinos y aumentaron los derechos del estado sobre determinadas empresas que cotizan en bolsa, de forma que este se convirtió en un accionista significativo de dichas empresas.

El gobierno argentino ha ejercido una mayor influencia sobre la operación de sociedades que cotizan en bolsa. Con anterioridad al año 2009, una porción significativa de la demanda local de títulos valores emitidos por sociedades argentinas fue absorbida por los fondos privados de pensiones locales. En respuesta a la crisis económica global de 2008, el Congreso Nacional unificó el sistema de jubilaciones y pensiones en un sistema estatal gestionado por la Administración Nacional de la Seguridad Social (“ANSES”), y eliminó el sistema de jubilaciones y pensiones gestionado anteriormente por empresas privadas. De acuerdo con lo dispuesto por la nueva ley, los administradores de fondos privados transfirieron todos los activos gestionados por ellos en virtud del sistema de jubilaciones y pensiones a la ANSES. Con la nacionalización de los fondos privados de jubilaciones y pensiones, el gobierno argentino, a través de la ANSES, se convirtió en un accionista significativo de muchas sociedades que cotizan en bolsa. En 2011, el gobierno argentino eliminó algunas restricciones que impedían a la ANSES ejercer más del 5% de sus derechos a voto en cualquier sociedad que cotice en bolsa (independientemente del porcentaje del capital de dichas sociedades de titularidad de la ANSES). Desde entonces, la ANSES ha ejercido su derecho a voto para designar directores en distintas sociedades que cotizan en bolsa en las que es titular del más del 5% del capital en circulación. Los intereses de la ANSES pueden diferir de los de otros inversores y, por lo tanto, dichos inversores pueden considerar que la intervención de la ANSES tiene un impacto adverso sobre dichas sociedades.

No podemos garantizar que estas u otras medidas que el gobierno argentino pueda adoptar en el futuro no tendrán un impacto negativo en la economía argentina y, por lo tanto, en nuestro negocio, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

Los controles cambiarios y las restricciones a los ingresos y egresos de capitales podrían limitar la disponibilidad de crédito internacional, afectar de manera adversa a la economía argentina y, como consecuencia, a nuestra situación patrimonial y los resultados de las operaciones.

Xxxxxxx 0000 x xx xxxxxx xxxxx xxx 0000, xx Xxxxxxxxx experimentó un retiro masivo de depósitos del sistema financiero como consecuencia de la falta de confianza en la capacidad del gobierno argentino de pagar su deuda y sostener la paridad entre el Peso y el dólar estadounidense. Esta situación provocó una crisis de liquidez en el sistema financiero argentino, que llevó al gobierno a imponer controles cambiarios y restricciones a las transferencias, limitando sustancialmente la capacidad de las empresas de retener moneda extranjera o girar pagos al exterior. Después de 2002, dichas restricciones se ablandaron sustancialmente, incluidas aquellas que exigían la autorización previa del BCRA para transferir fondos al exterior en pago de capital e intereses por obligaciones de deuda. Además de las restricciones cambiarias aplicables a las salidas de fondos, en junio de 2005 el estado argentino adoptó diversas normas y reglamentaciones que establecieron nuevos controles restrictivos a los ingresos de capitales al país, que incluían el requisito de que, para ciertos fondos remitidos a la Argentina, se depositara una suma equivalente al 30% de la transferencia en una cuenta abierta con una institución financiera local en concepto de depósito en dólares estadounidenses por el plazo de un año, suma que no devenga intereses, usufructo ni otro uso como garantía de otra transacción (encaje). Asimismo, a partir del último trimestre de 2011 y hasta el 00 xx xxxxxxxxx xx 0000, xx xxxxxx xxxxxxxxx intensificó los controles sobre la venta de moneda extranjera y la adquisición de activos en el exterior por parte de residentes locales, lo cual limitaba la posibilidad de transferir fondos al exterior. Por otra parte, también se dictaron otras reglamentaciones en virtud de las cuales ciertas transacciones en materia cambiaria quedaron sujetas a la previa aprobación de las autoridades fiscales argentinas. Como consecuencia, las autoridades argentinas redujeron significativamente el acceso al mercado de cambio para los individuos y entidades del sector privado. En particular, durante los últimos años, el BCRA ejerció un poder de facto de otorgar aprobaciones previas respecto de ciertas transacciones en moneda extranjera que de otro modo habrían sido autorizadas en virtud de la reglamentación vigente, tales como pago de dividendos o repago de principal de préstamos entre afiliadas así como la importación de bienes, a través de la regulación del monto de moneda extranjera disponible para que las instituciones financieras realizaran tales transacciones.

La cantidad de controles cambiarios introducidos en el pasado y en especial luego de 2011 durante la administración anterior dieron origen a un mercado no oficial de comercialización de dólares estadounidenses, y el tipo de cambio entre el Peso y el dólar estadounidense en dicho mercado difería considerablemente de la cotización oficial del tipo de cambio entre el Peso y el dólar estadounidense. Adicionalmente, el nivel de reservas internacionales depositadas en el BCRA se redujo significativamente de US$ 47.400 millones al 1 de noviembre de 2011 a US$ 25.600 millones al 31 de diciembre de 2015, lo cual dio como resultado la disminución de la capacidad del estado argentino de intervenir en el mercado cambiario y de brindar acceso a dichos mercados a entidades del sector privado como las nuestras. El gobierno xx Xxxxx implementó un programa con la intención de aumentar el nivel de reservas en moneda extranjera depositadas en el BCRA mediante la celebración de distintos acuerdos con entidades extranjeras. Como resultado, las reservas en moneda extranjera del BCRA aumento a US$ 55 billones al 22 de noviembre del 2017.

Desde el comienzo de su gestión, la administración Xxxxx implementó gradualmente una serie de reformas relacionadas con las restricciones de divisas, incluidos ciertos controles de divisas, que se habían impuesto bajo la administración de Xxxxxxxxx xx Xxxxxxxx, a fin de proporcionar mayor flexibilidad y acceso al MULC. El 8 xx xxxxxx de 2016 el BCRA emitió la Comunicación “A” 6037, que modificó sustancialmente las regulaciones del tipo de cambio aplicable y eliminó el conjunto de restricciones para acceder al MULC. A partir del 1 de julio de 2017, y de conformidad con la Comunicación “A” 6244,sustancialmente todas las regulaciones que restringieron el acceso a la MULC fueron derogadas, (o no tienen efecto en la práctica)

Sin perjuicio de las medidas adoptadas por la nueva administración, que levantó ciertos controles cambiarios y de capitales, el estado argentino podría a futuro imponer nuevos controles o restricciones al movimiento de capital y/o adoptar otras medidas en respuesta a la fuga de capitales o a una depreciación significativa del Peso, lo cual podría limitar nuestra posibilidad de acceso a los mercados de capitales internacionales. Tales medias podrían llevar a tensiones políticas y sociales y menoscabar las finanzas públicas del estado argentino, como ya ha ocurrido en el pasado, y ello podría afectar de manera adversa a la economía del país y a las perspectivas de crecimiento económico de la Argentina. Para conocer más información, ver la sección “Tipos de Cambio y Controles Cambiarios”.

Las medidas del gobierno, así como la presión de los sindicatos, podrían requerir aumentos salariales o mayores beneficios para los trabajadores, lo cual podría incrementar los costos operativos de las empresas.

Las relaciones laborales en la Argentina están reguladas por legislación específica, en especial por la Ley de Contrato de Trabajo N° 20.744 y la Ley de Convenios Colectivos de Trabajo N° 14.250, que disponen, entre otras cosas, cómo han de llevarse adelante las negociaciones salariales y de otra índole. La mayoría de las actividades industriales o comerciales están reguladas por un convenio colectivo de trabajo específico, que agrupa a todas las empresas según el sector industrial o por sindicato. Si bien el proceso de negociación es uniforme, cada cámara de industria o comercio negocia los incrementos salariales y beneficios laborales con el sindicato correspondiente a dicha actividad comercial o industrial. Las partes quedan obligadas por la decisión final una vez que cuenta con la homologación de la autoridad laboral y deben observar los aumentos salariales establecidos para todos los empleados representados por el sindicato respectivo y a quienes se les aplica el convenio colectivo de trabajo pertinente. Además, cada empresa puede, sin perjuicio de los incrementos salariales obligatorios acordados con el sindicato, dar a sus empleados incrementos adicionales en función de mérito o beneficios en virtud de un esquema de compensación variable.

Los empleadores argentinos, tanto en el sector público como en el privado, han sufrido una considerable presión de sus empleados y de las organizaciones gremiales para aumentar los salarios y brindar beneficios adicionales a los trabajadores. A causa de los elevados niveles de inflación, los trabajadores y las organizaciones gremiales reclaman incrementos salariales significativos. En el pasado, el estado argentino dictó leyes, reglamentaciones y decretos que exigían a las empresas del sector privado mantener niveles salariales mínimos y brindar a los empleados beneficios determinados. En agosto de 2012, el estado argentino dispuso un aumento del 25% en el salario mínimo, elevándose el mismo a ARS 2.875, con vigencia a partir de febrero de 2013. El estado argentino elevó el salario mínimo a ARS 6.060 en enero de 2016, a ARS 7650 en septiembre de 2016 y ARS 8.060 a enero de 2017. Esta información mostró un incremento xxx xxxxxxx en aproximadamente 33% en el sector privado en 2016 comparado contra el mismo periodo para el año 2015 y de 30,4% en el mismo sector para el periodo de nueve meses finalizado el 30 de septiembre de 2017 comparado contra el mismo periodo del 2016.

En el futuro, el gobierno podría adoptar nuevas medidas que impliquen aumentos salariales o reconozcan beneficios adicionales para los trabajadores; tanto la masa de trabajadores como los sindicatos pueden presionar para lograr dichas medidas. A la fecha del presente Prospecto, el gobierno y los representantes sindicales mantenían negociaciones para determinar las directrices nacionales en materia de incrementos salariales durante 2017. Cualquier incremento en los salarios o en los beneficios a los trabajadores podría generar mayores costos y reducir los resultados operativos para las empresas argentinas, incluida la nuestra.

Una caída sostenida de los precios globales para los principales commodities que exporta la Argentina podría tener un efecto adverso para el crecimiento económico de la Argentina.

Los precios elevados de los commodities contribuyeron significativamente al aumento de las exportaciones argentinas desde 2002, así como de los ingresos que el estado percibió en concepto

de impuestos sobre las exportaciones. Sin embargo, esta dependencia de la exportación de ciertos productos, como la soja, volvió a la economía argentina más vulnerable a las fluctuaciones de los commodities correspondientes a las principales exportaciones argentinas de productos básicos han caído durante el 2015, lo cual tuvo un efecto adverso en el crecimiento económico del país, aunque crecieron y se estabilizaron en 2016 y 2017. Si los precios internacionales de los commodities siguen cayendo, la economía argentina podría verse afectada negativamente. Asimismo, a causa de condiciones climáticas adversas puede verse afectada la producción de dichos bienes del sector agrícola, que representan una porción significativa de los ingresos argentinos procedentes de exportaciones.

Tales circunstancias tendrían un impacto negativo en los niveles de ingresos para el estado, en las divisas disponibles y en la capacidad del estado para cumplir con el servicio de su deuda soberana, y podría generar presiones recesivas o inflacionarias, según cuál sea la reacción del gobierno. Cualquiera de estos resultados impactaría de manera adversa en el crecimiento económico de la Argentina y, por lo tanto, en nuestra situación patrimonial y en los resultados de las operaciones.

Un gasto público elevado podría dar lugar a consecuencias adversas de larga duración para la economía argentina.

En los últimos años, el estado argentino aumentó sustancialmente el gasto público. En 2015, el gasto primario del sector público aumentó en un 50,11% año tras año y el gobierno informó un déficit fiscal primario del 45,4% del PBI, según el Ministerio de Economía. En 2016, las erogaciones del sector público aumentaron un 38,2% anual y el déficit fiscal fue 4,6%. Durante los últimos años, el estado argentino recurrió al BCRA y a la ANSES para cubrir parte de sus necesidades de fondos. Asimismo, el balance fiscal primario podría verse afectado en forma negativa en el futuro si el gasto público continúa aumentando a un ritmo superior al de los ingresos por causa de, por ejemplo, prestaciones de la seguridad social, asistencia financiera a las provincias que atraviesan problemas financieros y un mayor gasto en obra pública y subsidios, incluidos los subsidios a los sectores energético y del transporte. Un nuevo deterioro en las cuentas fiscales podría afectar negativamente la capacidad del estado de acceder a los mercaos financieros de largo plazo y a su vez podría llevar a que las empresas argentinas tengan un acceso más limitado a dichos mercados.

Las medidas adoptadas por el gobierno anterior para reducir las importaciones pueden impactar de manera adversa en nuestra capacidad de acceder a bienes de capital que son necesarios para nuestras operaciones.

En 2012, el gobierno argentino adoptó un proceso de importación por el cual las autoridades locales debían pre-aprobar cualquier importación de productos y servicios a la Argentina, como precondición para que se permitiera a los importadores acceder al mercado de divisas para el pago de dichos bienes y servicios importados. En 2012, la Unión Europea, los Estados Unidos y Japón presentaron reclamos ante la Organización Mundial del Comercio (“OMC”) contra ciertos requisitos de importación impuestos por Argentina. Recientemente, la OMC determinó que dichas medidas no se condicen con las obligaciones asumidas por Argentina ante dicha organización y exigió su eliminación. El 22 de diciembre de 2015, a través de la Resolución 3.823, la AFIP eliminó el sistema de autorización de importaciones vigentes desde 2012, conocido como declaraciones juradas anticipadas de importación, y lo reemplazo con un nuevo sistema integral de monitoreo de importaciones. Entre otras modificaciones, las autoridades locales deben ahora responder a cualquier solicitud de aprobación dentro de los diez días posteriores a la fecha de su presentación.

No podemos asegurar que el gobierno argentino no modificará las normas de importación vigentes en la actualidad, ni predecir el impacto que pueda tener cualquier cambio sobre nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

La economía argentina podría resultar afectada de manera adversa por sucesos económicos en otros mercados globales.

La economía argentina es vulnerable a los embates externos que se pueden generar por sucesos adversos que afecten a sus principales socios comerciales. Una caída significativa en el crecimiento económico de cualquiera de los mayores socios comerciales de la Argentina (entre ellos Brasil, la Unión Europea, China y los Estados Unidos) podría acarrear un impacto adverso sustancial en la balanza comercial de Argentina y afectar en forma adversa el crecimiento económico del país. La menor demanda de exportaciones argentinas podría tener un efecto adverso sustancial en el crecimiento económico de la Argentina. Por ejemplo, las recientes devaluaciones de magnitud considerable en las monedas de Brasil y China y la actual desaceleración de sus respectivas economías podrían afectar negativamente a la economía argentina.

En particular, la economía de Brasil, el mayor mercado de exportación de Argentina y su principal fuente de importaciones, está experimentando actualmente una mayor presión negativa debido a las incertidumbres derivadas de la crisis política, incluida la destitución de la ex presidenta de Brasil, Xxxxx Xxxxxxxx y recientes acusaciones de corrupción contra el actual presidente, Xxxxxx Xxxxx. La economía brasileña se contrajo un 3,8% durante el año 2015 debido principalmente a una disminución de 8,3% en la producción industrial y del 5,4% en el primer trimestre de 2016. Para 2017, el IMF proyectó un aumento del 0,2% del PBI y un incremento en las proyecciones de crecimiento económico de 1,5% a 1,7% para 2018. Además, la moneda brasilera (el Real) perdió aproximadamente el 47% de su valor con respecto al dólar estadounidense en 2015, la depreciación más pronunciada en más de una década. El Real, sin embargo, se apreció un 17,7% entre enero y septiembre de 2016. Durante los primeros nueve meses de 2017, el Real se devaluó en un 4,11% respecto xxx xxxxx estadounidense y un 6,72% interanual. Asimismo, Brasil sufrió reducciones en la calificación de créditos otorgada por las calificadoras más importantes, lo que produjo una caída en la calificación de las inversiones. El 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxx Xxxxxxx xx Xxxxxx le requirió al congreso de Brasil intervenir, ya que la corte solo iniciaba procedimientos legales contra un presidente en ejercicio de los cargos, con previa participación del congreso. El 25 de octubre de 2017, Xxxxx evitó ser suspendido y llevado a juicio por obstrucción de la justicia, cuando el congreso obtuve 251 votos a su favor (sólo necesitaba 171 para evitar el juicio). Mientras el impacto de la recesión de Brasil en Argentina o en nuestras operaciones no se puede predecir, no podemos asegurar que el la crisis política y económica brasileña no tendrá impacto negativo en la economía argentina o en nuestra operaciones.

Asimismo, los mercados financieros y de valores en la Argentina se vieron influenciados por las condiciones económicas y xx xxxxxxx en otros mercados del mundo. Eso fue lo que ocurrió en 2008, cuando la crisis económica global llevó a un repentino deterioro de la Argentina en 2009, que fue acompañado por presiones inflacionarias, depreciación del Peso y una caída de la confianza de consumidores e inversores. Si bien las condiciones económicas varían de un país a otro, la percepción que tienen los inversores acerca de los hechos ocurridos en un país puede afectar sustancialmente los flujos de capitales hacia otros países. Las reacciones de los inversores internacionales a los hechos que ocurren en un mercado a veces demuestran un efecto “contagio” donde toda una región o clase de inversión resulta desfavorecida por los inversores internacionales. La Argentina podría verse afectada de manera adversa por sucesos económicos o financieros negativos en otros países, lo cual a su vez puede causar un efecto adverso en nuestra situación patrimonial y en los resultados de las operaciones. Los menores ingresos de capitales y la caída en los precios de los títulos valores afectan negativamente a la economía real de un país por vía de tasas de interés más altas o volatilidad monetaria. Además, la Argentina también puede resultar afectada por otros países que tienen incidencia en los ciclos económicos mundiales.

La economía internacional muestra señales contradictorias de crecimiento global, lo cual lleva a una incertidumbre financiera considerable. Hay una creciente preocupación por la

desaceleración del crecimiento de China en particular, así como por la caída significativa de los precios globales de los commodities, en particular del petróleo y el gas. Asimismo, las economías de los mercados emergentes resultaron afectadas por un cambio reciente en la política monetaria de los Estados Unidos, que causó la dispersión de inversiones y una mayor volatilidad en el valor de sus monedas. Cuando las tasas de interés suben considerablemente en las economías desarrolladas, incluidos los Estados Unidos, a las economías de los mercados emergentes, entre ellos la de Argentina, les podría resultar más dificultoso y caro tomar préstamos de capital y refinanciar la deuda actual, lo cual afectaría en forma negativa su crecimiento económico. Hay además una incertidumbre a nivel global acerca del grado de recuperación económica de los Estados Unidos, sin señales positivas sustanciales de otros países desarrollados. Más aún, los desafíos recientes que enfrenta la Unión Europea para estabilizar algunas economías de sus miembros, como es el caso xx Xxxxxx, han tenido y pueden seguir teniendo implicancias internacionales que afecten la estabilidad de los mercados financieros globales, que perturban las economías en todo el mundo.

El 00 xx xxxxx xx 0000, xx Xxxxx Xxxxx votó a favor de la salida de este país de la Unión Europea. El 29 xx xxxxx de 2017, la primer xxxxxxxx Xxxxxxx Xxx comenzó el proceso para efectivamente salir de la Unión Europea. A la fecha del presente Prospecto, las acciones que tomará el Xxxxx Unido para efectivamente salir de la Unión Europea o la duración de dicho proceso, es incierto. El referéndum y la decisión del Reino Unido de abandonar la Unión Europea también ha causado, y se espera que continúe causando, incertidumbres e inestabilidades significativas en los mercados financieros, que pueden afectar tanto nuestras operaciones, condiciones financieras y nuestro negocio.

El 8 de noviembre de 2016, Xxxxxx X. Xxxxx fue elegido como presidente de los Estados Unidos y asumió la presidencia en enero de 2017. El presidente electo implementó medidas que prueban su inclinación para considerar mayores restricciones al libre comercio y la inmigración. Cambios en lo social, político, regulatorio y condiciones económicas en los Estados Unidos y/o en las leyes y políticas respecto del comercio exterior podrían generar incertidumbre en los mercados internacionales y tener un efecto negativo en las economías en vías de desarrollo, incluida la economía argentina, que podrían tener un impacto negativo en nuestras operaciones.

El 00 xx xxxxxxx xx 0000, xx xxxxxxxx xxxxx xx Xxxxxxxx declaró la independencia con España. Como respuesta a dicha declaración, el gobierno nacional español rechazó la declaración e intervino mediante la disolución del parlamento regional y convocando nuevas elecciones para elegir nuevas autoridades regionales. Estos conflictos en la Unión Europea en general, y en España en particular, podrá tener implicancias políticas, regulatorias y económicas en los mercados internacionales, que podrán resultar en impactos negativos en nuestras operaciones.

La CNV, de oficio o mediando denuncia de accionistas o tenedores de Obligaciones Negociables que representen al menos el dos por ciento (2%) del capital social o del monto en circulación de Obligaciones Negociables, podría realizar una inspección de las Co- Emisoras y, eventualmente, designar un veedor en las Co-Emisoras o hasta incluso separar a los órganos de administración de las mismas.

Las Co-Emisoras se encuentran sujetas al contralor de la CNV y por lo tanto está sujeta al poder de policía que esta pueda ejercer. En este sentido, la Xxx xx Xxxxxxx de Capitales en su artículo 20 otorga a la CNV la posibilidad de (i) designar veedores con facultad de veto de las resoluciones adoptadas por los órganos de administración de las Co-Emisoras y hasta (ii) separar a los órganos de administración de las Co-Emisoras por un plazo máximo de ciento ochenta (180) días hasta regularizar las deficiencias encontradas. Dichas facultades podrán ser ejercidas por la CNV cuando, como resultado de realizar investigaciones e inspecciones en las Co-Emisoras, en los relevamientos efectuados, fueren vulnerados los intereses de los accionistas minoritarios y/o tenedores de títulos valores sujetos a oferta pública. Asimismo, el Decreto N° 1023/2013 estableció que los relevamientos podrán ser efectuados de oficio por la CNV o a

solicitud de accionistas o tenedores de valores negociables que representen al menos el dos por ciento (2%) del capital social o del monto en circulación del valor negociable en cuestión, tales como las Obligaciones Negociables. Estos últimos también deberán demostrar que existe un daño actual y cierto o que se encuentre ante un riesgo futuro grave que dañe sus derechos.

En caso que la CNV, como resultado de una investigación, designe un veedor en las Co- Emisoras o separe a sus órganos de administración, dichas medidas podrían afectar la situación patrimonial y los resultados de las operaciones de las Co-Emisoras.

Riesgos relacionados con el sector energético argentino

Las distribuidoras, generadoras y transportadoras de electricidad se han visto afectadas sustancialmente y de manera adversa por medidas de emergencia adoptadas en respuesta a la crisis económica de 2001 y 2002, muchas de las cuales continúan vigentes.

Desde a la crisis económica argentina de 2001 y 2002, el sector eléctrico de la Argentina se ha caracterizado por regulaciones y políticas gubernamentales que generaron distorsiones significativas en el mercado, en particular con respecto a los precios a lo largo de toda la cadena de valor del sector (generación, transmisión y distribución). Históricamente, los precios de la electricidad en Argentina se calculaban en dólares estadounidenses y los márgenes se ajustaban periódicamente para reflejar las variaciones en los índices de inflación en dólares estadounidenses y en relación con los costos y la competitividad. En enero de 2002, de conformidad con la Ley Nº

25.561 (la “Ley de Emergencia Pública”), que autorizó al estado a renegociar sus contratos de servicios públicos, quedaron derogadas las disposiciones que exigían realizar ajustes de precios en función de los índices de inflación extranjeros y todos los demás mecanismos indexatorios establecidos en los contratos de concesión de servicios públicos celebrados entre el estado argentino o cualquier gobierno provincial y los prestadores de dichos servicios. Asimismo, los precios correspondientes a la prestación de dichos servicios quedaron congelados y convertidos de sus valores originales en dólares estadounidenses a Pesos argentinos a razón de ARS 1,00 por US$ 1,00. Para conocer más información sobre los cambios al marco legal de la industria eléctrica argentina provocados por la Ley de Emergencia Pública, ver la sección “La Industria Eléctrica en Argentina y su Regulación”. Dichas medidas, sumadas al efecto de una inflación elevada y la devaluación del Peso de los últimos años, llevaron a una caída significativa en los ingresos y a un aumento considerable de los costos en términos reales, que ya no podían recuperarse a través de los ajustes en los márgenes o los mecanismos de fijación de precios. Esta situación, a su vez, llevó a muchas empresas de servicios públicos a suspender los pagos de su endeudamiento financiero (que siguió denominado en dólares a pesar de la pesificación de los ingresos), lo que efectivamente impidió a dichas sociedades obtener financiación adicional en los mercados de crédito locales o internacionales y realizar inversiones adicionales.

Lo antedicho llevó al gobierno xx Xxxxx a declarar el 16 de diciembre de 2015 un estado de emergencia con respecto al sistema eléctrico nacional, que se mantuvo vigente hasta el 31 de diciembre de 2017 a fin de que el estado argentino pueda adoptar medidas tendientes a garantizar el suministro de electricidad. El estado de emergencia finalizó el 31 de diciembre de 2017.

En este contexto, el Gobierno Argentino aumento considerablemente las tarifas en el MEM bajo el marco regulatorio de la Resolución SEE N° 22/2016 y Energía Base.

Con el aumento de la tarifa, medidas cautelares por parte de clientes, políticos y organizaciones no gubernamentales fueron presentadas con el fin de defender los derechos de los clientes, cuyas medidas preliminares fueron otorgados a favor de los consumidores por tribunales argentinos. Entre los diferentes Dictámenes, dos de ellos dictados por la Xxxxxxx Xxxx del Tribunal Federal de Apelaciones de la Ciudad de La Plata y un juez federal de la corte de distrito de San Xxxxxx dieron lugar a la suspensión de los aumentos tarifarios de los usuarios finales de la electricidad en la provincia de Buenos Aires y en todo el territorio de la Argentina, respectivamente. De acuerdo con estos dictámenes, (i) los aumentos tarifarios de usuario final concedidos a partir del 1 de

febrero de 2016 fueron suspendidos retroactivamente a esa fecha, (ii) las facturas enviadas a los consumidores finales no debían incluir el aumento, y (iii) las cantidades ya cobradas de los usuarios finales como consecuencia del consumo registrado antes de que estas resoluciones debían ser reembolsadas. Sin embargo, el 0 xx xxxxxxxxxx xx 0000, xx Xxxxx Suprema desestimó estas medidas cautelares que suspendieron los aumentos de tarifas de electricidad de consumidores finales argumentando objeciones formales y vicios procesales, y, por lo tanto, a la fecha de este Prospecto, no se han suspendido los aumentos a las tarifas a los consumidores finales de electricidad.

Asimismo, el gobierno argentino emitió la Resolución SE N° 21/2016 convocando a un proceso de licitación pública para la instalación de nueva capacidad de generación, ofreciendo a los generadores tarifas denominadas en dólares estadounidenses, relacionado con los costos de generación para la nueva capacidad de generación que será instalada. Bajo el proceso de licitación, se adjudicó un total de 3.108 MW, de los cuales 1915 MW fueron adjudicados en una primera etapa y 1193 MW fueron adjudicados como resultado de la segunda ronda convocada para mejorar ofertas económicas.

De conformidad con la Resolución N° 522/2016, el ENRE ordenó una audiencia pública para evaluar propuestas para una revisión tarifaria completa presentada por EDENOR y EDESUR para el período comprendido entre el 1 de enero de 2017 y el 31 de diciembre de 2021. La audiencia se llevó a cabo el 28 de octubre de 2016.

Luego de dicha audiencia, el 31 de enero de 2017, el ENRE emitió la Resolución N° 63/2017, mediante la cual aprobó las tarifas que aplicará EDENOR. En ese sentido, la Resolución N° 64/2017 aprobó los aranceles de EDESUR. Sin embargo, las tarifas bajo Energía Base se mantienen muy por debajo de los niveles históricos, aunque ha habido importantes aumentos y, ahora están denominados en dólares estadounidenses, lo que mitiga el efecto de las variaciones en el tipo de cambio de divisas Estas medidas, o cualquier medida futura, pueden no ser suficientes para abordar la problemas creados por la crisis económica de 2001 y 2002 y sus secuelas, y medidas similares a las adoptadas durante la crisis económica pueden no ser promulgadas en el futuro.

No podemos asegurar que el nuevo gobierno sea capaz de reorganizar el sector energético y resolver los problemas estructurales creados por la crisis económica de 2001 y 2002, y sus secuelas. Tampoco podemos predecir el impacto que las medidas adoptadas por dicho gobierno tendrán sobre el sector energético o nuestras operaciones.

En el pasado, el Gobierno Argentino ha intervenido en el sector energético y es probable que continúe interviniendo en el futuro.

Históricamente, la industria eléctrica en Argentina ha sido significativamente controlada por el Gobierno a través de compañías estatales involucradas en la generación, transporte y distribución de electricidad. A partir de 1992, comenzando con la privatización de varias compañías del sector público, el Gobierno Argentino ha reducido su control sobre la industria. Sin embargo, la industria eléctrica permanece sujeta a una amplia regulación e intervención gubernamental.

La Ley de Emergencia Pública y otras reglamentaciones sancionadas en respuesta a la crisis económica de 2001 y 2002 realizaron varios cambios sustanciales en el marco regulatorio aplicable al sector eléctrico, que afectaron gravemente a las empresas generadoras, distribuidoras y trasportadoras de electricidad e incluyeron, entre otras cosas, la pesificación de las obligaciones denominadas en dólares estadounidenses y el congelamiento efectivo de las tarifas. El gobierno anterior continuó interviniendo en la industria de la energía, por ejemplo, mediante el otorgamiento de aumentos temporales de los márgenes, la postulación de un nuevo régimen tarifario para consumidores residenciales en áreas con altos niveles de pobreza, el aumento de las remuneraciones abonadas a las generadoras por su capacidad y sus servicios de operación y mantenimiento, la creación de ciertas cargas específicas para la

obtención de fondos que son transferidos a fideicomisos gestionados por el estado que financian inversiones en infraestructura de generación y distribución, y la disposición de inversiones para la construcción de nuevas Centrales generadoras y la expansión de las redes de transporte y distribución existentes.

La administración xx Xxxxx declaró un estado de emergencia el 16 de diciembre de 2015, con respecto al sistema eléctrico nacional, que estuvo en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017. Dicho estado de emergencia le permitió al estado argentino tomar medidas tendientes a garantizar el suministro de electricidad, y le otorga facultades considerables para intervenir en el sector.

No controlamos ni podemos predecir si las regulaciones existentes u otras regulaciones, políticas o medidas que pudiera adoptar el estado argentino en el futuro no tendrán un efecto sustancialmente adverso en el sector eléctrico o nuestras operaciones. Tampoco podemos asegurar al inversor que este gobierno o uno subsiguiente no adoptará legislación de emergencia similar a la Ley de Emergencia Pública u otras regulaciones similares en el futuro, que pudieran afectar nuestros ingresos y márgenes o aumentar aún más nuestras obligaciones en materia regulatoria, lo cual tendría un impacto negativo en nuestra actividad comercial, en los resultados de las operaciones y en nuestra situación patrimonial.

Operamos en un sector fuertemente regulado que impone costos significativos a nuestra actividad comercial, y somos pasibles de sanciones y obligaciones que podrían tener un efecto adverso significativo sobre los resultados de nuestras operaciones.

Nos encontramos sujetos a un amplio rango de normativas y órganos de supervisión federales, provinciales y municipales generalmente aplicables a las empresas que operan en Argentina, incluyendo leyes y reglamentos en materia laboral, de la seguridad social, de salud pública, de protección al consumidor, ambiental, de defensa de la competencia y de control de precios. Argentina está integrada por 23 provincias y una ciudad autónoma (la Ciudad de Buenos Aires), cada una de las cuales tiene, de conformidad con la Constitución Nacional, facultades para aprobar su propia legislación en materia de impuestos, asuntos ambientales y el uso del espacio público. En cada provincia, los gobiernos municipales también pueden tener la facultad de regular tales materias. Si bien se considera que la generación de electricidad es una actividad de interés general y por lo tanto se encuentra sujeta a regulaciones federales, siempre que, entre otras cosas, la central suministre energía al SADI, ya que contamos con instalaciones en varias provincias, también estamos sujetos a las leyes provinciales y municipales en áreas diferentes al sector eléctrico. No podemos garantizar que los futuros desarrollos en las provincias y municipios en materia de impuestos (incluyendo impuestos por ventas, impuestos por servicios de seguridad y salud, e impuestos generales), cuestiones ambientales, el uso del espacio público u otras cuestiones no afectarán nuestras operaciones. Es posible que, a fin de cumplir con los reglamentos actuales o futuros, debamos incurrir en gastos significativos y desviar fondos de inversiones planificadas de forma que podría tener un efecto adverso significativo sobre nuestra situación patrimonial y el resultado de nuestras operaciones.

Asimismo, cualquier incumplimiento de los términos o las posibles reinterpretaciones xx xxxxx y reglamentos vigentes, así como la aprobación de nuevas leyes o reglamentos, por ejemplo en materia de almacenamiento de combustibles y otros materiales, materiales volátiles, ciberseguridad, emisiones o calidad del aire, transporte y eliminación de desechos peligrosos y sólidos, y otras cuestiones ambientales, pueden hacernos pasibles del pago de multas y otras sanciones, y tener un efecto adverso significativo sobre el resultado de nuestras operaciones.

Los cambios en los xxxxxx regulatorios que regulan la venta de nuestra capacidad de generación y electricidad pueden afectar nuestra situación patrimonial y el resultado de nuestras operaciones.

El gobierno xx Xxxxx declaró un estado de emergencia del sistema eléctrico nacional, que

permaneció en vigencia hasta el 31 de diciembre de 2017, y dictó nuevas regulaciones, incluyendo algunas modificaciones a los xxxxxx regulatorios, que en nuestra opinión son conducentes al objetivo del gobierno de reducir la brecha entre la oferta y la demanda de electricidad, y reformar el marco regulatorio del sector. No es posible predecir los cambios que el gobierno argentino introducirá en los xxxxxx regulatorios que rigen la venta de nuestra disponibilidad de energía y electricidad, o si dichos cambios afectarán negativamente el resultado de nuestras operaciones. Tampoco podemos asegurar qué marco regulatorio regirá la venta de nuestra capacidad de generación y electricidad una vez que expiren los PPAs en virtud de la Resolución SEE 21/2016 y los PPA modificados bajo la Resolución SEE 287/2017 (los cuales no hemos suscripto a la fecha del presente Prospecto) expiren.

No es posible asegurar que la modificación de las leyes y reglamentos aplicables, o el dictado de interpretaciones judiciales o administrativas adversas de dichas leyes y reglamentos no afectarán negativamente nuestras operaciones. Asimismo, algunas de las medidas propuestas por el gobierno xx Xxxxx pueden enfrentar oposición política y social, lo que puede impedir al gobierno continuar implementando políticas favorables para la industria de generación de electricidad..

Los entes que regulan nuestras actividades y operaciones pueden implementar medidas que afecten nuestra rentabilidad.

Nuestras operaciones se encuentran reguladas por el ENRE y otros entes reguladores nacionales y locales en diferentes áreas, como por ejemplo ambiental, que tienen facultades para auditar nuestras instalaciones y operaciones. La violación de la regulación aplicable podría hacernos pasibles de sanciones pecuniarias, la suspensión de nuestras operaciones, la confiscación de los activos utilizados para la perpetración de dichas violaciones, y la suspensión o revocación de las autorizaciones necesarias para la operación de las Centrales. La imposición de requisitos regulatorios adicionales o más estrictos respecto de la seguridad y confiabilidad de nuestras Centrales podría requerir que incurramos en gastos adicionales para asegurar el cumplimiento de dichos requisitos. Las acciones regulatorias de cualquier entidad gubernamental con facultades para regular directa o indirectamente nuestras operaciones, o la imposición de requisitos regulatorios adicionales o más estrictos podría afectar negativa y significativamente nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones, así como nuestra capacidad de realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables.

Las regulaciones en materia de cambio climático y restricciones a la emisión de gases de efecto invernadero podrían afectar negativamente los resultados de nuestras operaciones.

Nuestras operaciones están sujetas a una amplia gama de requisitos ambientales, de salud y seguridad según las reglamentaciones nacionales y locales. Hemos realizado, y continuaremos realizando, gastos significativos a fin de cumplir con dichas leyes. Estas leyes y regulaciones también requieren que obtengamos y mantengamos permisos, licencias y aprobaciones ambientales para la construcción de nuevas instalaciones o la instalación y operación de nuevos equipos requeridos para nuestro negocio. Algunos de estos permisos, licencias y aprobaciones están sujetos a renovación periódica.

El incumplimiento de los requisitos ambientales puede dar lugar a multas o sanciones, reclamos por daños ambientales, obligaciones de remediación, la revocación de autorizaciones ambientales o el cierre temporal o permanente de las instalaciones. Además, el cumplimiento de las nuevas normas medioambientales, de salud y seguridad también podrían requerir que realicemos importantes inversiones de capital. Cambios futuros en las leyes de salud y seguridad ambiental, o en la interpretación de esas leyes, incluyendo requisitos nuevos o más estrictos relacionados con emisiones de aire, ruido, desechos peligrosos y aguas residuales o impuestos ecológicos podrían suponer un riesgo para la empresa lo cual generaría mayores costos de capital, operativos o de cumplimiento como resultado de estos cambios y podría limitar la disponibilidad de nuestros fondos para otros fines, lo cual a su vez podría afectar negativamente a nuestro negocio, los resultados de las operaciones y la situación financiera.

Es posible que no podamos adaptarnos lo suficiente a la promoción global de descarbonización y a la disminución en la generación de energía convencional.

Nuestro negocio se centra en la generación de energía convencional, que está asociada en gran medida con la emisión de gases de efecto invernadero. En 2015, los países del G7 acordaron el objetivo de la descarbonización completa de la economía mundial para finales del siglo XXI. La descarbonización es la transición de la economía energética hacia una menor absorción de carbono. De acuerdo con los objetivos establecidos en la Conferencia Mundial del Clima en Xxxxx, Xxxxxxx, que tuvo lugar a finales de 2015, las emisiones de gases de efecto invernadero deberían reducirse globalmente en un 40-70% para 2050, en comparación con los niveles de 2010. En particular, esto requiere una transición de las fuentes de energía fósiles a las fuentes de energía renovables.

La descarbonización es un aspecto importante de la orientación actual y futura de nuestras actividades comerciales. Por ejemplo, tenemos en cuenta los objetivos de la política energética al planificar la vida operativa de las centrales eléctricas existentes que liberan carbono al generar energía, así como cuando se construyen nuevas centrales eléctricas. Sin embargo, estas medidas pueden no ser suficientes o las medidas gubernamentales dirigidas a la descarbonización podrían implementarse antes de lo esperado actualmente. En caso de que la descarbonización de la industria de la energía se implemente antes de lo esperado, o si no adaptamos nuestras actividades comerciales a tiempo y en grado suficiente, de acuerdo con estas medidas de política energética, esto podría afectar negativamente nuestro negocio, situación financiera y resultados de las operaciones.

Nuestras Centrales y nuevos proyectos de generación se encuentran y encontrarán sujetos a las limitaciones aplicables a las instalaciones de transmisión y distribución en Argentina.

Dependemos de instalaciones de transmisión y distribución pertenecientes a terceros y operadas por terceros para entregar la electricidad generada por nuestras Centrales. En caso de producirse inconvenientes con los servicios de transmisión o distribución, o en caso de que la infraestructura de transmisión o distribución no sea adecuada, nuestra capacidad para vender y entregar energía podría verse afectada negativamente. Como resultado de la existencia de reglamentos restrictivos sobre los precios de los servicios de transmisión y distribución, las empresas que prestan estos servicios no han tenido suficientes incentivos para invertir en la expansión de la infraestructura de transmisión y distribución. En los últimos años, la demanda de electricidad aumentó más que la capacidad de generación, transmisión y distribución de electricidad, lo que condujo x xxxxxx e interrupciones del servicio eléctrico. No podemos predecir si las instalaciones de transmisión y distribución disponibles en Argentina serán expandidas en todo el país o en los mercados en los que operamos o esperamos operar, de forma que permita un acceso competitivo a dichos mercados. Si la demanda de energía continúa aumentando en el futuro, los niveles actuales de transmisión y distribución pueden no ser suficientes para satisfacer la demanda y causar interrupciones. Un aumento sostenido de las interrupciones en el sistema eléctrico podría generar una escasez a futuro e impedirnos distribuir la electricidad que producimos y vendemos, o afectar nuestra capacidad para implementar nuestra estrategia para la expansión de nuestra capacidad de generación, lo cual, a su vez, podría afectar negativamente nuestras operaciones, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

Enfrentamos competencia.

El mercado de generación de energía en el que operamos se caracteriza por la presencia de numerosos y capaces participantes, algunos de los cuales poseen una amplia experiencia en actividades de desarrollo y operación (a nivel local e internacional) y recursos económicos significativamente mayores a los nuestros. Ver la sección “Actividad Comercial de las Co- Emisoras—Competencia”. Un aumento en la competencia podría causar reducciones en los precios y aumentar los precios para adquirir combustible, materias primas y activos existentes y, por lo tanto, afectar negativamente nuestros resultados de operaciones y condición financiera.

Competimos con otras compañías de generación por el megavatio de capacidad que se asignan a través de procesos de subastas públicas. El 7 de octubre de 2016, el Ministerio de Energía finalizó el proceso de subasta para la instalación de nuevas unidades de energía renovable y realizaron adjudicaciones por un monto de 1.108,65 MW. El 31 de octubre 2016, el Ministerio de Energía y Minería, de conformidad con la Resolución N° 252/2016, lanzó la Ronda 1.5 de Programa RenovAR, como continuación de la Ronda 1 y el 25 de noviembre de 2016 otorgó licitaciones por un monto de 1281.5 MW. Siguiendo las Rondas 1 y 1.5 del Programa RenovAR, el Ministerio de Energía y Minería, y de conformidad con la Resolución N° 275/2017, lanzó la Ronda 2 el 17 xx xxxxxx de 2017, con el objetivo de sumar 1.200 MW de capacidad de energía renovable.

Asimismo, tanto nosotros como nuestros competidores nos hallamos conectados a la misma red eléctrica, que posee una capacidad limitada de transporte, lo que nos expone a los riesgos de reducción debido a la congestión de la red. Es posible que dicha red sea utilizada en el futuro por nuevas generadoras o que las generadoras existentes aumenten su producción y despachen más electricidad utilizando la misma red de forma que nos impida entregar nuestra energía. Asimismo, en lo que se refiere al despacho de energía, competimos con empresas generadoras más eficientes, como proyectos de energía renovable y cogeneración, a las que CAMMESA otorgará prioridad al solicitar energía de las generadoras. No podemos garantizar que el gobierno argentino logrará incentivar las inversiones necesarias para aumentar la capacidad del sistema de forma que nos permita tanto a nosotros como a las demás generadoras existentes o nuevas despachar nuestra energía de forma eficiente a la red en caso de un aumento en la producción de energía. Por lo tanto, un aumento de la competencia podría afectar nuestra capacidad para entregar nuestra energía y tener un impacto negativo sobre nuestras actividades, nuestra situación patrimonial y el resultado de nuestras operaciones.

La demanda de electricidad puede verse afectada por los aumentos de precios, lo cual podría llevar a las generadoras eléctricas, como nosotros, a registrar menores ingresos.

Durante la crisis económica de 2001 y 2002, la demanda de electricidad en Argentina disminuyó como resultado de un declive en los niveles generales de actividad económica y el deterioro en la capacidad de muchos consumidores de abonar sus facturas eléctricas. En los años posteriores a la crisis económica de 2001 y 2002, la demanda de electricidad aumentó significativamente, aumentando a un promedio estimado de aproximadamente 3.86% por año de 2002 a 2015 (a pesar de una disminución en 2009), debido a su costo reducido como resultado de ciertas subvenciones a la energía, la congelación de las tarifas y la eliminación de las disposiciones de ajuste de la inflación en concesiones de distribución. En marzo de 2016, el gobierno argentino unificó e incrementó los precios de la energía al por mayor para todo el consumo en Argentina, eliminó ciertos subsidios a la energía e implementó un plan de incentivos (a través de descuentos) para clientes residenciales cuyo consumo de energía eléctrica es al menos un 10% más bajo que su consumo para el mismo mes del año anterior. Estas medidas se encuentran actualmente en una etapa temprana de implementación, y no podemos determinar a la fecha de este Prospecto cuál podría ser el efecto en nuestros ingresos. Cualquier incremento significativo en los precios de la energía para los consumidores (ya sea a través de un aumento de tarifas o mediante un recorte en subsidios al consumidor) podría resultar en una disminución de la demanda de la energía que generamos. A su vez, cualquier efecto material adverso en la demanda de energía eléctrica, podría llevar a las compañías de generación de energía eléctrica, como nosotros, a registrar menores ingresos y resultados de operaciones de lo actualmente previsto.

La demanda de energía es estacional, en gran medida, debido a los cambios climáticos.

La demanda de energía fluctúa según la estación del año, y las condiciones climáticas pueden tener un efecto adverso significativo sobre la demanda de energía. Durante el verano (diciembre a marzo), la demanda de energía puede aumentar significativamente como resultado de las necesidades de refrigeración. Durante el invierno (junio x xxxxxx), la demanda de energía puede fluctuar de acuerdo con las necesidades de iluminación y calefacción. Por lo tanto, los cambios estacionales podrían afectar negativamente la demanda de energía y, por lo tanto, los

resultados de nuestras operaciones.

Las actividades de generación de energía están sujetas a riesgos por desastres naturales o hechos humanos involuntarios o voluntarios.

Nuestras instalaciones de generación y la infraestructura de transporte o transmisión de electricidad de terceros de la que dependemos pueden sufrir daños como resultado de desastres naturales o hechos humanos involuntarios o voluntarios, incluyendo descargas atmosféricas, congelamiento de equipos, terremotos, tornados, vientos extremos, tormentas severas, incendios y ataques terroristas. Dichos desastres pueden dañar las turbinas o equipos e instalaciones relacionados del proyecto o las instalaciones de transmisión, o requerir la interrupción de su funcionamiento. Podríamos experimentar serias interrupciones de nuestras actividades, una disminución significativa de nuestros ingresos como resultado de una caída en la demanda por eventos catastróficos, o incurrir en costos adicionales significativos no cubiertos por pólizas contra la interrupción de actividades. Puede pasar un periodo de tiempo significativo entre un accidente, evento catastrófico o ataque terrorista importante y el cobro final de los montos cubiertos por nuestras pólizas de seguro, que generalmente incluyen primas no cubiertas y disponen montos máximos por siniestro. Asimismo, cualquiera de estos eventos podría afectar negativamente la demanda de energía de algunos de nuestros clientes y los consumidores en el mercado afectado en general. Algunos de estos factores, entre otros, podrían tener un efecto adverso significativo sobre nuestras actividades, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones.

Nuestras actividades podrían verse alcanzadas por riesgos resultantes de los cambios tecnológicos en la industria de la energía.

La industria de la energía está sujeta a cambios tecnológicos de gran alcance, tanto en el lado de la generación como en el lado de la demanda. Por ejemplo, con respecto a la generación de energía, el desarrollo de dispositivos de almacenamiento de energía (almacenamiento de baterías en el rango de megavatios) o instalaciones para el almacenamiento temporal de energía a través de la conversión a gas. Cabe también mencionar el incremento en el suministro de energía producto de aplicación de nuevas tecnológicas como el fracking o la digitalización de redes de generación y distribución.

Las nuevas tecnologías para aumentar la eficiencia energética y mejorar el aislamiento térmico, para la generación directa de energía a nivel de los consumidores o que permitan mejorar la realimentación (por ejemplo, utilizando el almacenamiento de energía para la generación renovable), podría derivar en cambios estructurales en el mercado, del lado de la demanda,

a favor xx xxxxxxx de energía con bajo o nulo CO2 o en favor de la generación de energía descentralizada, por ejemplo a través de centrales eléctricas de pequeña escala dentro o cerca de zonas residenciales o instalaciones industriales.

Si nuestra empresa no puede reaccionar ante los cambios causados por los nuevos desarrollos tecnológicos y los cambios en la estructura xxx xxxxxxx, nuestro patrimonio, posición financiera o nuestros resultados, operaciones y negocios, podrían ser afectados negativamente.

Podemos quedar sujetos a expropiación o a riesgos similares.

La totalidad de nuestros activos o prácticamente todos ellos se encuentran ubicados en la Argentina. Por lo tanto estamos en el negocio de generación de energía y, como tal, nuestro negocio o nuestros activos pueden ser considerados por el gobierno de interés público y, por lo tanto estar sujetos a incertidumbre política, incluida la expropiación o la nacionalización de nuestra actividad o de nuestros activos, o pueden quedar sujetos a renegociación o a la cancelación de los contratos vigentes y otros riesgos similares.

En caso de una expropiación, podemos tener derecho a recibir una compensación por la

transferencia de nuestros activos. Sin embargo, el precio recibido puede no ser suficiente, y es posible que tengamos que tomar acciones legales para reclamar una compensación adecuada. Nuestro negocio, condiciones financieras y resultados de nuestras operaciones podrían verse afectados negativamente por la ocurrencia de cualquiera de estos eventos.

Nuestras operaciones pueden afectar comunidades locales y encontrar oposición significativa de distintos grupos.

Nuestras operaciones pueden afectar comunidades locales. La imposibilidad de gestionar nuestras relaciones con comunidades, gobiernos y organizaciones no gubernamentales locales puede dañar nuestra reputación y nuestra capacidad de implementar nuestros proyectos de desarrollo. Asimismo, los costos y el tiempo de gestión requeridos para cumplir con las normas de responsabilidad social, relaciones comunitarias y sustentabilidad pueden aumentar significativamente en el futuro.

El desarrollo de Centrales de energías nuevas y existentes puede enfrentar la oposición de diversos grupos de interés, como grupos ambientalistas, terratenientes, productores agrícolas, comunidades y partidos políticos, entre otros, lo que puede afectar la reputación y el buen nombre de la empresa promotora. La operación de Centrales de generación térmica también puede afectar nuestra reputación entre dichos grupos de interés, como resultada de emisiones de materia particulada, dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno. El deterioro de nuestra relación con los grupos de interés antes mencionados podría evitar que continuemos operando nuestros activos actuales o que se nos adjudiquen o desarrollemos nuevos proyectos, lo que podría afectar negativamente nuestras actividades y el resultado de nuestras operaciones.

Riesgos relacionados con nuestro negocio

Tenemos un historial operativo limitado, historial, declaraciones financieras históricas o cierta estrategia comercial, lo que hace que nuestro desempeño futuro sea difícil de predecir.

Nuestra Central General Rojo de Rio Energy y nuestra Central Xxxxxx xx XXXX obtuvieron la Aprobación Comercial de CAMMESA bajo los PPA y comenzaron a operar el 13 xx xxxxx de 2017 y el 29 de diciembre de 2017, respectivamente. Nuestra Central xx Xxxxx Xxxxx perteneciente a UENSA, empezó a operar 45,8 MW de capacidad de generación el 16 de enero de 2018 y esperamos que la central obtenga la Aprobación Comercial de CAMMESA para su capacidad de generación total el 31 de enero de 2018. Solo tenemos resultados operativos limitados para demostrar nuestra capacidad para operar nuestro negocio que el inversor podría usar como base para evaluar nuestro negocio y nuestros potenciales clientes. Estamos sujetos riesgos e incertidumbres comerciales asociados con cualquier negocio nuevo, incluido el riesgo de que no logremos nuestros objetivos operativos y nuestra estrategia comercial. Nuestro limitado historial operativo aumenta el riesgo y la incertidumbre que el inversor enfrenta al hacer una inversión en nosotros y la falta de información histórica puede no permitirle pronosticar o predecir tendencias confiables a largo plazo.

Este memorando de oferta contiene información financiera limitada.

Debido a nuestro limitado historial operativo, este Prospecto incluye información financiera limitada. Este Prospecto no incluye estados financieros auditados para ninguno de las Co- Emisores para ningún período y los estados financieros intermedios no auditados incluidos en este Prospecto son de uso limitado. Además, este Prospecto no contiene una comparación de nuestros resultados de operaciones a lo largo de los períodos, ya que únicamente nuestra Central de General Rojo estuvo operativa en parte del periodo que se demuestra en los estados financieros no auditados (del 13 xx xxxxx al 30 de septiembre de 2017). Como resultado, es más difícil para un potencial inversionista evaluar nuestro desempeño financiero y perspectivas

futuras.

No debe confiar en las declaraciones a futuro y las estimaciones incluidas en los flujos de efectivo ilustrativos.

El Modelo Financiero adjunto al presente Prospecto contiene ciertas declaraciones a futuro, estimaciones y proyecciones. Estas estimaciones reflejan nuestras expectativas y proyecciones actuales sobre eventos futuros en base a nuestro conocimiento de los hechos y circunstancias actuales y suposiciones sobre eventos futuros. Estas declaraciones no son necesariamente indicativas de resultados futuros e inherentemente implican riesgos e incertidumbres que podrían causar que nuestros resultados reales puedan difieran materialmente de nuestras expectativas. Algunos de los riesgos, incertidumbres y otros factores importantes que pueden causar que nuestros resultados difieran materialmente o que de otro modo podrían tener un efecto adverso en nosotros, incluyen los descritos en “Declaraciones sobre Hechos Futuros” y en otros lugares en esta sección “Factores de riesgo”.

La información a futuro incluida en Modelo Financiero se basan en nuestras suposiciones de ciertos asuntos, muchos de los cuales, están fuera de nuestro control. Por las razones anteriores y debido a que nuestro negocio está sujeto a numerosos riesgos, incertidumbres y otros factores, incluidos los establecidos en esta sección “Factores de riesgo”, los inversores no deben confiar indebidamente en la información contenida en el Modelo Financiero debe verse como una estimación o predicción del rendimiento futuro. Nuestros auditores independientes no han examinado, compilado ni llevado a cabo ningún procedimiento con respecto a la información financiera proyectada contenida en el Modelo Financiero y, en consecuencia, no expresan una opinión ni ninguna otra forma de garantía sobre dicha información o su viabilidad. Nuestros auditores independientes no asumen ninguna responsabilidad ni niegan ninguna asociación con la información financiera proyectada incluida en el mismo. Además, ninguna otra persona (aparte de Sargent & Xxxxx, cuyo informe de evaluación técnica se adjunta a este Prospecto como Anexo A), incluido el comprador inicial, proveen ninguna garantía con respecto a la información a futuro reflejada en el Modelo Financiero. A su vez, renunciamos a cualquier obligación de actualizar la información en el Modelo Financiero o divulgar cualquier diferencia entre nuestros resultados reales y los reflejados en la información a futuro incluida en el presente.

El Informe de Evaluación Técnica contiene supuestos y proyecciones que están sujetos a riesgo e incertidumbre.

El Informe de Evaluación Técnica incorporado en el presente Prospecto contiene suposiciones y proyecciones relacionadas, entre otras cosas, con el rendimiento esperado, la ejecución de nuestro plan de expansión de ciclo combinado de nuestras centrales de energía y nuestros ingresos y gastos a lo largo del plazo de las Obligaciones Negociables. El Informe de Evaluación Técnica también contiene otras suposiciones de las condiciones comerciales, económicas y regulatorias generales en la energía sector en Argentina, que históricamente ha sido volátil como se describe en “Factores de riesgo relacionados con Argentina” y “Factores de riesgo relacionados con el sector eléctrico”. el Informe de Evaluación Técnica contiene una discusión de los muchos supuestos utilizados en el mismo, el cual debería ser revisando cuidadosamente por los inversores.

Nuestros auditores independientes no han examinado, compilado ni realizado ningún procedimiento con respecto a la información financiera prospectiva contenida en el Informe de Evaluación Técnica y, en consecuencia, no expresan una opinión o cualquier otra forma de garantía sobre dicha información o su posibilidad de alcanzarla. Nuestros auditores independientes no asumen ninguna responsabilidad ni niegan ninguna asociación con la información financiera a futuro incluida en el presente.

Se advierte a los tenedores de las Obligaciones Negociables que no confíen indebidamente en el Informe de Evaluación Técnica. Si nuestros resultados reales son menos favorables que los que se muestran en las estimaciones y proyecciones incluidas en el Informe de Evaluación Técnica, estas

circunstancias podrían tener un efecto adverso importante en nuestra capacidad de hacer pagos en las Obligaciones Negociables. Ver “Anexo A: Informe de Evaluación Técnica”.

El pago de las Obligaciones Negociables depende exclusivamente de los flujos de efectivo generados por nuestras Centrales. El incumplimiento de los PPAs o su extinción anticipada, o la revocación de los PPAs y autorizaciones gubernamentales reducirán nuestros ingresos y podría tener un efecto adverso significativo sobre los resultados de nuestras operaciones y nuestra capacidad para realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables.

Nuestras centrales de energía son nuestros únicos activos. Por lo tanto, a fin de realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables dependemos de los flujos de efectivo producidos por nuestras Centrales de energía de conformidad con los PPAs. En caso de incumplir las obligaciones asumidas en los PPAs o autorizaciones gubernamentales, o las normas y reglamentos aplicables en Argentina, podemos ser pasibles de sanciones del Ministerio de Energía y Minas u otros entes estatales competentes, incluyendo advertencias, multas, administración provisional, o la resolución o revocación de nuestras concesiones o autorizaciones gubernamentales. Nuestras concesiones y autorizaciones gubernamentales también se hallan sujetas a expropiación por razones de interés público, de conformidad con la legislación aplicable. No es posible asegurar que los montos que tenemos derecho a cobrar en virtud de los PPAs o la legislación aplicable en caso de extinción, revocación o expropiación de las concesiones o cualquier autorización gubernamental serán efectivamente abonado o suficiente para cubrir todas nuestras pérdidas.

Adicionalmente, CAMMESA puede rescindir los PPAs, a su entera discreción y en la fecha en que así lo elija en caso de producirse cualquiera de los hechos de incumplimiento enumerados a continuación (los “Hechos de Incumplimiento de PPAs”), en la medida en que tales Hechos de Incumplimiento de PPAs no fueran debidamente subsanados:

1. cuando la empresa operativa renuncie a su carácter de Agente del MEM respecto de la Central correspondiente;

2. cuando la empresa operativa tome cualquier medida que invalide las obligaciones asumidas en virtud del PPAs correspondiente o las torne inexigibles;

3. cuando la empresa operativa se disuelva o comience un proceso de liquidación;

4. cuando la empresa operativa ingrese en estado de cesación de pagos;

5. cuando la empresa operativa sea declarada en quiebra;

6. cuando la empresa operativa inicie un proceso de concurso preventivo o quiebra;

7. cuando un tercero inicie un proceso de quiebra contra la empresa operativa correspondiente que no sea apelado en la primera oportunidad procesal aplicable;

8. cuando se produzca cualquier evento o acción que, de acuerdo con la legislación vigente, tenga efectos similares a los de los eventos descriptos en los párrafos (a) a (g) de la presente sección;

9. cuando la empresa operativa ceda una porción significativa de sus activos o derechos de forma que, a entera discreción de CAMMESA, impida o pueda impedir el cumplimiento de sus obligaciones en virtud del PPA correspondiente;

10. cuando la empresa operativa celebre un acuerdo preventivo extrajudicial;

11. cuando se imponga supervisión judicial a los órganos administrativos de la empresa operativa, o se ejecute una porción substancial de los activos de la empresa operativa para la cancelación de una sentencia o reclamo; o

12. cuando incumplamos de forma substancial y reiterada o prolongada nuestra obligación de proveer la capacidad de generación comprometida, sin justa causa.

Por lo tanto, cualquiera de las sanciones antes descriptas, o la expropiación de nuestras concesiones por una autoridad gubernamental pueden tener un efecto adverso significativo sobre nuestros flujos de efectivo, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones, y afectar nuestra capacidad para realizar pagos en virtud de las Obligaciones

Negociables.

Es posible que no podamos cobrar, o que no podamos cobrar oportunamente las sumas de parte de CAMMESA, lo cual podría tener un efecto sustancial adverso para nuestra situación patrimonial y los resultados de las operaciones.

Los pagos que recibimos de CAMMESA dependen de los pagos que CAMMESA recibe de otros Agentes del MEM, como distribuidoras de electricidad y el gobierno argentino. Desde 2012, una cantidad significativa de Agentes del MEM (mayormente distribuidoras) incumplieron sus obligaciones de pago hacia CAMMESA, lo que afectó negativamente la capacidad de CAMMESA para satisfacer sus propias obligaciones de pago hacia las generadoras. En virtud de los PPAs, CAMMESA se encuentra obligada a realizar pagos de forma mensual.

En atención a los PPAs, CAMMESA está obligada a emitir una factura o una Liquidación de Ventas cada mes, en la que calcula el momento adeudado en virtud de cada uno de los PPAs en dólares estadounidenses. Tales montos son convertidos a pesos argentinos y cancelados en dicha moneda, a la tasa de cambio publicada por el BCRA en “Tipo de Cambio de Referencia Comunicación “A” 3500 (Mayorista)” correspondiente al último día hábil del mes en que se emita la factura. De acuerdo con las regulaciones vigentes, CAMMESA pagará los montos de las facturas a nosotros dentro de los treinta y nueve días posteriores (más dos Días Hábiles requerido para realizar las transferencias bancarias necesarias) a partir de la fecha de la factura y de ajustar el monto de su pago en pesos argentinos hacia arriba o hacia abajo sobre la base de los dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente el día hábil en que se realiza el pago. En cuanto a las diferencias de tipos de cambio, se establece en efecto un régimen de notas de crédito y débito emitidas por CAMMESA para compensar las diferencias de cambio que puedan surgir entre el tipo de cambio del día hábil calculado para la factura y el tipo de cambio aplicable a la fecha efectiva de pago.

De vez en cuando se han producido retrasos en la realización de los pagos adeudados por CAMMESA a los Agentes del MEM (la mayoría entre 2012-2016). No podemos asegurar que en el futuro CAMMESA sea capaz de realizar pagos a las generadoras en atención a los términos de los PPAs.

La operación de las Centrales generadoras implica muchos riesgos operativos, de disponibilidad, tecnológicos y de otra naturaleza fuera de nuestro control.

Nuestra única Central de energía operativa tiene una historia de operación muy limitada, y la operación de las Centrales generadoras implica muchos riesgos, incluidos, entre otros, los siguientes:

• la posibilidad de que nuestras Centrales tengan un desempeño o una eficiencia de generación menores a los esperados o no se adecúen a sus especificaciones de diseño;

• el incumplimiento para llegar a, o la caída en la capacidad de la central ya que la tasa de calor típicamente aumenta debido a ineficiencias y pérdidas de degradación a medida que las centrales envejecen;

• la interrupción o cancelación prolongada de las operaciones como resultado del desgaste normal, avería o falla de los equipos o procesos, o la existencia de defectos o errores de diseño, la existencia de requisitos de mantenimiento o construcción no anticipados, o la escases de equipos de repuesto;

• la existencia de costos operativos y de mantenimiento no anticipados, incluyendo el costo de combustibles que excedan el Consumo Específico Garantizado o un despacho excesivo de energía;

• la existencia de disputas laborales o escases de mano de obra, incluyendo la incapacidad de contratar y retener personal con la experiencia necesaria para operar las Centrales;

• la incapacidad de obtener o renovar los permisos gubernamentales necesarios;

• nuestra incapacidad para cumplir con las normas operativas y los límites establecidos por los permisos gubernamentales que nos fueran otorgados, o con la reglamentación

ambiental y de salud actual o futura;

• errores de operación que puedan ocasionar la pérdida de vidas, lesiones físicas o la destrucción de bienes materiales;

• la interrupción o avería de nuestros sistemas de información y procesamiento;

• los efectos de acciones de terceros, como empresas generadoras y otras empresas transmisoras y usuarios;

• casos de fuerza mayor, incluyendo catástrofes tales como incendios, terremotos, descargas atmosféricas, explosiones, sequías, inundaciones, actos de terrorismo, actos de sabotaje, actos xx xxxxxx u otros eventos que puedan ocasionar lesiones físicas, pérdidas de vidas, daños ambientales, o daños sustanciales a las Centrales generadoras o su destrucción, o la suspensión de sus operaciones;

• la nacionalización o expropiación por parte del gobierno a cambio de una compensación insuficiente para compensar nuestras pérdidas;

• cambios en la legislación o los permisos necesarios, incluyendo, entre otros, los cambios necesarios en las tarifas que recibimos por nuestra capacidad de generación y nuestra producción, otros términos y condiciones de nuestros contratos con proveedores estatales y tomadores regulares, la imposición o modificación de obligaciones respecto de terceros, la modificación de los términos en virtud de los cuales CAMMESA nos provee combustible y/o compensa por su costo, y la imposición de obligaciones de aumentar la capacidad de generación de nuestras Centrales;

• la existencia de gravámenes, derechos y otras imperfecciones en los títulos de nuestros bienes inmuebles;

• aumentos de la inflación y costos por encima de nuestras proyecciones; y

• acciones judiciales o reclamos en nuestra contra.

El acaecimiento de cualquiera de los eventos antes descriptos, entre otros, podría interrumpir temporal o permanentemente nuestras operaciones, reducir significativamente o anular nuestros ingresos, o aumentar substancialmente el costo de operación de las Centrales generadoras, incluyendo sus costos de mantenimiento y reparación, u obligarnos a realizar gastos de capital substanciales, afectando nuestra capacidad de realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables. Los montos percibidos en virtud de cualquier póliza de seguros o garantía limitada pueden no ser suficientes para cubrir nuestro lucro cesante o los aumentos en nuestros costos.

Dependemos de las afiliadas de General Electric para mantener nuestras centrales eléctricas y vamos a depender de terceras partes para completar la adquisición, diseño, construcción, prueba y puesta en funcionamiento de las centrales de energía en expansión, y para el mantenimiento de dichas Centrales una vez que se encuentren operativas.

Dependemos de las afiliadas de General Electric para realizar un servicio de mantenimiento de relacionado con nuestras centrales eléctricas. Asimismo, necesitaremos de terceras partes para completar el proceso de adquisición, diseño, construcción, prueba y puesta en funcionamiento de nuestra capacidad de generación expandida en cada una de nuestras centrales en construcción. También dependemos de General Electric para la prestación de servicios generales de mantenimiento de las Centrales una vez que estas se encuentren operativas.

En el caso de que alguna de las Centrales, no tenga la capacidad y el rendimiento que pretendemos, o si alguna de las entidades de las que dependemos para cumplir con nuestras obligaciones bajo los PPAs, o de que cualquier contraparte de nuestros contratos principales sea declarada en quiebra o insolvente, nuestra capacidad para convertir nuestras Centrales en Centrales de ciclo combinado y, por lo tanto, satisfacer las obligaciones contraídas en virtud de los PPAs podría verse afectada y las estimaciones establecidas en este Prospecto pueden no ser exactas. La escasez de repuestos críticos, servicios de mantenimiento y nuevos equipos y maquinarias requeridos para la operación de nuestras centrales y el plan de expansión y

conversión de nuestras centrales de ciclo simple a ciclo combinado, también puede tener un efecto adverso significativo sobre nuestras operaciones. Asimismo, tal como se lo describe en el “Resumen de los Principales Contratos de las Co-Emisoras”, las partes de nuestros contratos principales tienen derecho a rescindir dichos contratos o negarse a efectuar los pagos o cumplir con las obligaciones resultantes de ellos en ciertas circunstancias, como en el caso de que fuéramos declarados en quiebra. A menos que podamos celebrar contratos de reemplazo para obtener los servicios y equipos necesarios xx xxxxxxx alternativas (y en términos razonables), tales circunstancias podrían afectar significativamente nuestra capacidad de realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables.

Nuestros Contratos EPC de los cuales somos o seremos partes, incluyen disposiciones de limitación de responsabilidad y daños que pueden evitar que percibamos compensaciones por la totalidad de los defectos, retrasos y otros resultados adversos atribuibles a los Contratistas parte de nuestros EPC.

Hemos suscripto ciertos contratos EPC con afiliadas de General Electric para completar la adquisición, ingeniería, construcción, pruebas y puesta en marcha de nuestras centrales de energía. Además, a la fecha de este Prospecto, esperamos comprar equipos para poder celebrar contratos de EPC con proveedores de servicios de reputación internacional, para la construcción de capacidad de generación adicional en nuestras centrales de energía bajo la modalidad de llave en mano (turnkey). Sin embargo, la responsabilidad de los Contratistas de EPC se encuentra limitada y excluye los daños incidentales y otros daños indirectos. En caso de que las acciones u omisiones de nuestros contratistas de EPC generen consecuencias adversas para nuestras Centrales de energía, como retrasos, defectos, daños o el incumplimiento de las normas de diseño o desempeño, podemos incurrir en costos significativos de finalización o reparación, así como ser pasibles de sanciones significativas en virtud de los PPAs, o la recisión de estos últimos. Dadas las cláusulas de limitación de responsabilidad incluidas en nuestros Contratos EPC, las compensaciones por daños que podemos obtener de nuestros contratistas de EPC serán, en muchos casos, insuficientes para cubrir nuestras pérdidas. Asimismo, dichos contratistas están plenamente exentos de responsabilidad por retrasos y/o daños originados en determinadas causas, como las acciones de autoridades gubernamentales, que pueden incluir el retraso en el despacho de equipos en la aduana. En caso de producirse un retraso en el proceso de despacho de aduana, es posible que debamos compensar a nuestros contratistas de EPC (mediante la modificación de nuestras órdenes o el ajuste de precios). Por lo tanto, es probable que las compensaciones por daños percibidas en virtud de nuestros Contratos EPC no sean suficientes para cubrir todas nuestras pérdidas, lo cual puede afectar substancial y negativamente nuestra capacidad para realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables. Ver la sección “Resumen de los Principales Contratos de las Co-Emisoras—Contratos de Ingeniería, Abastecimiento y Construcción”.

La expansión y conversión planeada de nuestras centrales eléctricas de ciclo simple a ciclo combinado implican riesgos que podrían resultar en la falta de expansión y conversión de nuestras centrales eléctricas u ocasionar retrasos significativos o excesos de costos

La expansión y conversión esperada de nuestras centrales eléctricas en Centrales de ciclo combinado implican numerosos riesgos, incluyendo los siguientes:

• condiciones geológicas y meteorológicas adversas.

• catástrofes como incendios, terremotos, explosiones, inundaciones o demás desastres naturales, atentados terroristas o hechos de índole similar que podrían provocar lesiones corporales, muerte, peligro ambiental, graves daños a un Proyecto o su destrucción, o suspensión de la construcción.

• imposibilidad de recibir generadores o demás equipos, o recibir los mismos dañados.

• mal funcionamiento de los generadores u otros equipos durante la puesta en marcha, la activación y la prueba;

• apagado de las turbinas durante la instalación del desviador;

• imposibilidad de culminar la construcción de las interconexiones y los ductos;

• litigios con los propietarios de tierras del lugar o de zonas aledañas, incluidas las denuncias por ruido o por molestias.

• incumplimiento de las obligaciones por parte de terceros;

• escasez de materiales o de mano de obra calificada, o litigios laborales.

• la obtención de autorizaciones y demás asuntos reglamentarios; y

• problemas de ingeniería y de medioambiente (incluidos los problemas de autorización relativos a flora o fauna exóticas, amenazadas o en peligro de extinción, y asuntos relativos a la mortalidad de aves y murciélagos).

• retrasos debido a la conversión de las centrales de ciclo simple a ciclo combinado. Ver “-Expansión de nuestra capacidad de generación”;

• demoras y/o daños debido al envío, la manipulación, proceso de aduanas y la entrega de equipos y materiales; y

• retrasos debido a procedimientos administrativos o investigaciones.

Todo hecho descripto anteriormente podría provocar retrasos en la construcción o sobreprecios, y por tanto es posible que no podamos dar cumplimiento a las obligaciones de pago conforme a las Obligaciones Negociables.

Asimismo, estimamos que el total de los gastos de capital para la expansión y conversión de nuestra capacidad de generación en cada una de las centrales eléctricas General Rojo, Xxxxxx y Xxxxx Xxxxx será de aproximadamente U$S 157 millones cada una, excluido el IVA. Tenemos la intención de financiar estos gastos de capital con una combinación de financiación de proveedores y deuda comercial, que asimismo, tenemos la intención de refinanciar el financiamiento de dichos proveedores y la deuda comercial con deuda financiera aproximadamente cuatro meses después del comienzo de las operaciones de esta nueva capacidad de generación. En caso de no poder obtener dicho financiamiento, o no poder obtenerlo en términos satisfactorios para nosotros, tanto nuestro negocio, como la situación financiera y los resultados de las operaciones pueden verse afectados de manera importante y adversa.

En caso de que la finalización de la expansión y conversión de nuestras centrales se retrase por más de la Fecha Comprometida, podríamos incurrir en multas bajo el PPA correspondiente.

La Central xx Xxxxx Xxxxx, obtuvo la aprobación de CAMMESA para comenzar a operar como Agente MEM con 45,8% de MW de capacidad (una de las tres turbinas de la Central Xxxxx Xxxxx) el 16 de enero de 2018, con anterioridad a la Fecha Comprometida bajo el PPA aplicable (que era 31 de enero de 2018). Esperamos tener la autorización de CAMMESA para la totalidad de capacidad instalada de la Central xx Xxxxx Xxxxx en o antes del 31 de enero de 2018, considerando que las afiliadas de General Electric completaron la instalación y los trabajos de ensamble en la Central Xxxxx Xxxxx y estamos actualmente en el proceso de completar las evaluaciones técnicas de rendimiento de las otras dos turbinas a los fines de obtener los certificados necesarios para presentar a CAMMESA para su aprobación. En caso de que la finalización de la expansión y conversión de nuestras centrales se retrase por más de la Fecha Comprometida, podemos incurrir en sanciones bajo los PPAs que esperemos suscribir. Por ejemplo, CAMMESA podría imponernos una multa de hasta US$ 18.084.770 debido a retrasos en la Fecha de Operación Comercial de la central General Rojo bajo el PPAs de General Rojo desde si Fecha Comprometida del 30 de enero de 2017 a la Fecha de Operación Comercial del 13 xx xxxxx de 2017.

Si la expansión y conversión de nuestras centrales se retrasa por 180 días o más desde la Fecha Comprometida, el PPAs correspondiente se extinguirá automáticamente de pleno derecho. En tales circunstancias, no es posible asegurar que seremos capaces de negociar una modificación o un reemplazo de los PPAs con CAMMESA y la SEE. Por lo tanto, en caso de que la construcción se retrase 180 días o más, podríamos vernos obligados a vender nuestra electricidad a CAMMESA en términos menos favorables o perder íntegramente nuestra capacidad de vender electricidad.

La resultante extinción de uno o más de los PPAs que esperamos suscribir, tendría un efecto substancial adverso sobre nuestros flujos de efectivo, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones, y podría afectar nuestra capacidad para realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables. Ver la sección “Resumen de los Principales Contratos de las Co-Emisoras— Contratos de Compraventa de Energía Eléctrica”.

Nuestro negocio puede requerir gastos de capital sustanciales para los requisitos de mantenimiento continuo y la expansión de nuestra capacidad de generación instalada.

Es posible que nuestro negocio pueda requerir gastos de capital para financiar el mantenimiento continuo para mantener la generación de energía, el rendimiento operativo y mejorar las capacidades de nuestras instalaciones de generación eléctrica. Además, se requerirán gastos de capital para financiar el costo de expansión y conversión de nuestra capacidad de generación actual. Ver “Informe de Evaluación Técnica y Modelo Financiero”. Si no podemos financiar dichos gastos de capital en términos satisfactorios, nuestro negocio y los resultados de nuestras operaciones y situación financiera podrían verse negativamente afectados. Nuestra capacidad de financiamiento puede verse limitada por las restricciones xxx xxxxxxx sobre la disponibilidad de financiamiento para las empresas argentinas y también por el contrato de fideicomiso que rige las Obligaciones Negociables. Ver “Riesgos relacionados con Argentina: La capacidad de Argentina de obtener financiamiento de los mercados internacionales puede verse limitada, lo cual a su vez puede restringir su margen para implementar reformas y políticas públicas y fomentar el crecimiento económico, así como afectar la capacidad de las empresas argentinas de obtener financiamiento” y “Riesgos relacionados con las Obligaciones Negociables: Tendremos restricciones operativas y financieras significativas en virtud del Contrato de Fideicomiso relativo a las obligaciones negociables, lo cual es posible que nos impida capitalizar las oportunidades comerciales”.

Nuestra capacidad de generación de electricidad en nuestras Centrales depende de la disponibilidad de gas natural y gasoil; así, las fluctuaciones en la oferta o en el precio del gas y del gasoil podrían afectar sustancialmente y de manera adversa los resultados de nuestras operaciones.

En virtud de los PPAs y la regulación aplicable, CAMMESA (en su carácter de único proveedor de combustibles en el mercado energético argentino de acuerdo con la regulación vigente) nos suministra el gas natural o gasoil necesario para la operación de nuestras centrales. Una vez que la conversión de centrales de ciclo simple en centrales de ciclo combinado esté completada y la capacidad de generación adicional se encuentre operativa, de acuerdo con los PPAs que esperamos suscribir, tendremos que adquirir y comprar el combustible que necesitamos para satisfacer nuestras obligaciones de generación de electricidad a terceras partes y CAMMESA nos compensará a valor xx xxxxxxx por la cantidad de combustible comprado, basado en el precio del combustible publicado por CAMMESA mensualmente y la cantidad de energía consumida. Por lo tanto, el precio pagado por CAMMESA por el combustible puede diferir del precio efectivamente pagado por nosotros. Una vez que la conversión de nuestras centrales de ciclo simple a ciclo combinado este completa, este régimen de suministro de combustible aplicará a toda nuestra capacidad de generación (incluido nuestra capacidad de generación instalada).

De igual forma, en virtud de todos los PPAs, la obligación de CAMMESA de proveernos de gas natural o gasoil o compensarnos por su costo se encuentra limitada al monto del Consumo Específico Garantizado acordado para cada Central. Por lo tanto en caso, de exceder el Consumo Específico Garantizado en virtud de un PPAs seremos responsables de abonar el gas natural o gasoil excedente utilizado. En caso de superar el Consumo Específico Garantizado, el excedente no será reconocido por CAMMESA, por lo que podría tener un efecto adverso significativo sobre nuestros flujos de efectivo, nuestra situación patrimonial y los resultados de nuestras operaciones, y afectar nuestra capacidad de realizar pagos en virtud de las Obligaciones Negociables. Asimismo, en caso de que CAMMESA nos provea de combustibles que no cumplen con las especificaciones técnicas resultantes de nuestros contratos de mantenimiento, las tareas